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ÍNDICE
|  | 1. | Informe de auditoría de Cuentas Anuales consolidadas
|  | 2. | Cuentas Anuales consolidadas
|  | 3. | Informe de Gestión consolidado que incluye el Estado de Información No Financiera
|  | 4. | Informe de verificación independiente del Estado de Información No Financiera
|  | 5. | Informe Anual de Gobierno Corporativo que incluye el Informe del Auditor referido al Sistema de Control Interno sobre información Financiera y el anexo estadístico
|  | 6. | Informe Anual sobre Remuneraciones de los Consejeros que incluye el anexo estadístico
|  | 7. | Declaración de responsabilidad de los Consejeros sobre las Cuentas Anuales e Informe de Gestión consolidados

Repsol S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol

| ÍNDICE |
| ESTADOS FINANCIEROS |
| Balance de situación ...................................................................................................................................................... | 2 |
| Cuenta de pérdidas y ganancias .................................................................................................................................... | 3 |
| Estado de ingresos y gastos reconocidos .................................................................................................................... | 4 |
| Estado de cambios en el patrimonio neto .................................................................................................................... | 5 |
| Estado de flujos de efectivo .......................................................................................................................................... | 6 |
| MEMORIA |
| INFORMACIÓN GENERAL |  |
| (1) | Acerca de estas Cuentas Anuales .......................................................................................................................... | 7 |
| (2) | Sobre Repsol .......................................................................................................................................................... | 7 |
| (3) | Segmentos de negocio de Repsol ......................................................................................................................... | 8 |
| (4) | Criterios para la elaboración de estas Cuentas Anuales ........................................................................................ | 11 |
| ESTRUCTURA DE CAPITAL Y RECURSOS FINANCIEROS |  |
| (5) | Estructura financiera .............................................................................................................................................. | 22 |
| (6) | Patrimonio Neto .................................................................................................................................................... | 22 |
| (7) | Recursos financieros ............................................................................................................................................. | 27 |
| (8) | Activos financieros ................................................................................................................................................. | 30 |
| (9) | Operaciones con derivados y coberturas .............................................................................................................. | 32 |
| (10) | Riesgos financieros ................................................................................................................................................ | 35 |
| ACTIVOS Y PASIVOS NO CORRIENTES |  |
| (11) | Inmovilizado intangible ......................................................................................................................................... | 41 |
| (12) | Inmovilizado material ............................................................................................................................................ | 44 |
| (13) | Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación .................................................................... | 48 |
| (14) | Otros activos y pasivos no corrientes ................................................................................................................... | 50 |
| (15) | Provisiones corrientes y no corrientes ................................................................................................................... | 51 |
| ACTIVOS Y PASIVOS CORRIENTES |  |
| (16) | Existencias ............................................................................................................................................................. | 57 |
| (17) | Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar .................................................................................................... | 58 |
| (18) | Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar ................................................................................................... | 58 |
| RESULTADOS |  |
| (19) | Resultado de explotación ....................................................................................................................................... | 60 |
| (20) | Deterioro de activos .............................................................................................................................................. | 66 |
| (21) | Resultado financiero .............................................................................................................................................. | 74 |
| (22) | Impuesto sobre beneficios .................................................................................................................................... | 74 |
| (23) | Beneficio por acción .............................................................................................................................................. | 81 |
| FLUJOS DE EFECTIVO |  |
| (24) | Flujos de efectivo ................................................................................................................................................... | 82 |
| OTRA INFORMACIÓN |  |
| (25) | Compromisos y garantías ..................................................................................................................................... | 84 |
| (26) | Operaciones con partes vinculadas ...................................................................................................................... | 85 |
| (27) | Obligaciones con el personal ................................................................................................................................ | 86 |
| (28) | Retribuciones a los miembros del Consejo de Administración y personal directivo ............................................ | 89 |
| (29) | Remuneración a los auditores ............................................................................................................................... | 92 |
| (30) | Hechos posteriores ............................................................................................................................................... | 93 |

| ANEXOS(1) |
| Anexo I | Información por segmentos y conciliación con Estados Financieros NIIF-UE .............................................. | 94
| Anexo II | Estructura societaria del Grupo ...................................................................................................................... | 97
|  | A) | Principales sociedades que configuran el Grupo ..................................................................................... | 97
|  | B) | Operaciones conjuntas del Grupo a 31 de diciembre de 2023 ................................................................. | 113
|  | C) | Principales variaciones del perímetro del Grupo en 2023 ........................................................................ | 117
| Anexo III | Marco regulatorio ............................................................................................................................................ | 125
| (1) Los Anexos forman parte integrante de las Cuentas Anuales consolidadas.

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol
Balance de situación a 31 de diciembre de 2023 y 2022

|  |  |  | Millones de euros
|  | Nota |  | 31/12/2023 | 31/12/2022
Inmovilizado intangible |  | 11 |  | 2.477 | 1.976
Inmovilizado material |  | 12 |  | 25.386 | 22.470
Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación |  | 13 |  | 2.957 | 4.302
Activos financieros no corrientes |  | 8 |  | 1.562 | 1.437
Activos por impuesto diferido |  | 22 |  | 4.651 | 2.757
Otros activos no corrientes |  | 14 |  | 1.143 | 839
ACTIVO NO CORRIENTE |  |  |  | 38.176 | 33.781
Existencias |  | 16 |  | 6.623 | 7.293
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar |  | 17 |  | 7.974 | 9.027
Otros activos corrientes |  |  |  | 240 | 293
Otros activos financieros corrientes |  | 8 |  | 4.491 | 3.058
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes |  | 8 |  | 4.129 | 6.512
ACTIVO CORRIENTE |  |  |  | 23.457 | 26.183
TOTAL ACTIVO |  |  |  | 61.633 | 59.964
|  |  |  | Millones de euros
|  | Nota |  | 31/12/2023 | 31/12/2022
Fondos propios |  |  |  | 26.150 | 24.611
Otro resultado global acumulado |  |  |  | 47 | 683
Intereses minoritarios |  |  |  | 2.873 | 679
PATRIMONIO NETO |  | 6 |  | 29.070 | 25.973
Provisiones no corrientes |  | 15 |  | 4.943 | 3.553
Pasivos financieros no corrientes |  | 7 |  | 8.350 | 10.130
Pasivos por impuesto diferido y otros fiscales |  | 22 |  | 3.304 | 2.194
Otros pasivos no corrientes |  | 14 |  | 743 | 1.196
PASIVO NO CORRIENTE |  |  |  | 17.340 | 17.073
Provisiones corrientes |  | 15 |  | 1.559 | 1.579
Pasivos financieros corrientes |  | 7 |  | 3.314 | 3.546
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar |  | 18 |  | 10.350 | 11.793
PASIVO CORRIENTE |  |  |  | 15.223 | 16.918
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO |  |  |  | 61.633 | 59.964

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 2 | Grupo Repsol

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol
Cuenta de pérdidas y ganancias correspondiente a los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2023 y 2022

|  |  |  | Millones de euros
|  | Nota |  | 2023 | 2022
Ventas |  |  |  | 58.538 | 74.828
Ingresos por prestación de servicios y otros ingresos |  |  |  | 410 | 325
Variación de existencias de productos terminados y en curso de fabricación |  |  |  | (252) | 595
Aprovisionamientos |  |  |  | (42.888) | (56.178)
Amortización del inmovilizado |  |  |  | (2.436) | (2.339)
(Dotación) / Reversión por deterioro |  |  |  | (310) | (2.673)
Gastos de personal |  |  |  | (2.010) | (1.967)
Transportes y fletes |  |  |  | (1.891) | (1.781)
Suministros |  |  |  | (667) | (858)
Beneficios / (Pérdidas) por enajenaciones de activos |  |  |  | 4 | 77
Otros ingresos / (gastos) de explotación |  |  |  | (4.204) | (4.169)
RESULTADO DE LAS OPERACIONES |  | 19 |  | 4.294 | 5.860
Ingresos por intereses |  |  |  | 425 | 157
Gastos por intereses |  |  |  | (279) | (238)
Variación de valor razonable en instrumentos financieros |  |  |  | (132) | 941
Diferencias netas de cambio |  |  |  | 242 | (434)
(Dotación) / Reversión por deterioro de instrumentos financieros |  |  |  | (114) | 49
Otros ingresos y gastos financieros |  |  |  | (105) | (144)
RESULTADO FINANCIERO |  | 21 |  | 37 | 331
Resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación (1) |  | 13 |  | 34 | 989
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS |  |  |  | 4.365 | 7.180
Impuesto sobre beneficios |  | 22 |  | (1.081) | (2.835)
RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO |  |  |  | 3.284 | 4.345
Resultado atribuido a intereses minoritarios |  |  |  | (116) | (94)
RESULTADO TOTAL ATRIBUIDO A LA SOCIEDAD DOMINANTE |  |  |  | 3.168 | 4.251
BENEFICIO POR ACCIÓN ATRIBUIDO A LA SOCIEDAD DOMINANTE |  | 23 |  | Euros / acción
Básico |  |  |  | 2,46 | 2,96
Diluido |  |  |  | 2,46 | 2,96

(1) Neto de impuestos.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 3 | Grupo Repsol

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol
Estado de ingresos y gastos reconocidos correspondiente a los ejercicios terminados a 31 de diciembre de 2023 y 2022

|  | Millones de euros
|  | 2023 | 2022
RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO |  | 3.284 | 4.345
Por ganancias y pérdidas actuariales |  | (27) | 18
Inversiones contabilizadas por el método de la participación |  | — | 6
Instrumentos de patrimonio con cambios en Otro resultado global |  | (9) | (29)
Efecto impositivo |  | — | (1)
OTRO RESULTADO GLOBAL - PARTIDAS NO RECLASIFICABLES AL RESULTADO |  | (36) | (6)
Cobertura de flujos de efectivo: |  | 240 | (336)
Ganancias/(Pérdidas) por valoración |  | 400 | (490)
Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias |  | (160) | 154
Diferencias de conversión: |  | (795) | 835
Ganancias/(Pérdidas) por valoración |  | (697) | 848
Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias |  | (98) | (13)
Participación de las inversiones en negocios conjuntos y asociadas: |  | 3 | 11
Ganancias/(Pérdidas) por valoración |  | 6 | 11
Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias |  | (3) | —
Efecto impositivo |  | (68) | 119
OTRO RESULTADO GLOBAL - PARTIDAS RECLASIFICABLES AL RESULTADO |  | (620) | 629
TOTAL OTRO RESULTADO GLOBAL |  | (656) | 623
RESULTADO TOTAL GLOBAL DEL EJERCICIO |  | 2.628 | 4.968
a) Atribuido a la entidad dominante |  | 2.555 | 4.896
b) Atribuido a intereses minoritarios |  | 73 | 72

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 4 | Grupo Repsol

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol
Estado de cambios en el Patrimonio Neto correspondiente a los ejercicios terminados a 31 de diciembre de 2023 y 2022

|  | Patrimonio neto atribuido a la sociedad dominante y a otros tenedores de instrumentos de patrimonio |  |
|  | Fondos Propios |  |  |
Millones de euros |  | Capital | Prima de Emisión, reservas y dividendos | Acciones y part. en patrimonio propias | Otros instrumentos de patrimonio | Resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante | Otro resultado global acumulado | Intereses minoritarios | Patrimonio Neto
Saldo final al 31/12/2021 |  | 1.527 | 16.655 | (641) | 2.280 | 2.499 | 94 | 380 | 22.794
Resultado total global del ejercicio |  | — | 23 | — | — | 4.251 | 622 | 72 | 4.968
Operaciones con socios o propietarios: |  |  |  |  |  |  |  |  |
Ampliación/(Reducción) de capital |  | (200) | (2.267) | 2.467 | — | — | — | — | —
Dividendos y remuneración al accionista |  | — | (944) | — | — | — | — | (66) | (1.010)
Operaciones con acciones o participaciones en patrimonio propias (netas) | — | 36 | (1.829) | — | — | — | — | (1.793)
Incrementos / (Reducciones) por variaciones del perímetro |  | — | 735 | — | — | — | 32 | 299 | 1.066
Otras operaciones con socios o propietarios |  | — | — | — | — | — | — | — | —
Otras variaciones de Patrimonio Neto: |  |  |  |  |  |  |  |  |
Traspasos entre partidas de Patrimonio Neto |  | — | 2.499 | — | — | (2.499) | — | — | —
Obligaciones perpetuas subordinadas |  | — | (60) | — | 2 | — | — | — | (58)
Otras variaciones |  | — | 73 | — | 4 | — | (65) | (6) | 6
Saldo final al 31/12/2022 |  | 1.327 | 16.750 | (3) | 2.286 | 4.251 | 683 | 679 | 25.973
Resultado total global del ejercicio |  | — | (22) | — | — | 3.168 | (591) | 73 | 2.628
Operaciones con socios o propietarios: |  |  |  |  |  |  |  |  |
Ampliación/(Reducción) de capital |  | (110) | (1.451) | 1.561 | — | — | — | — | —
Dividendos y remuneración al accionista |  | — | (934) | — | — | — | — | (89) | (1.023)
Operaciones con acciones o participaciones en patrimonio propias (netas) |  | — | (33) | (1.566) | — | — | — | — | (1.599)
Incrementos / (Reducciones) por variaciones del perímetro |  | — | 916 | — | — | — | 30 | 1.919 | 2.865
Otras operaciones con socios o propietarios |  | — | — | — | — | — | — | 286 | 286
Otras variaciones de Patrimonio Neto: |  |  |  |  |  |  |  |  |
Traspasos entre partidas de Patrimonio Neto |  | — | 4.251 | — | — | (4.251) | — | — | —
Obligaciones perpetuas subordinadas |  | — | (60) | — | 2 | — | — | — | (58)
Otras variaciones |  | — | 68 | — | — | — | (75) | 5 | (2)
Saldo final al 31/12/2023 |  | 1.217 | 19.485 | (8) | 2.288 | 3.168 | 47 | 2.873 | 29.070

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 5 | Grupo Repsol

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol
Estado de flujos de efectivo correspondiente a los ejercicios terminados a 31 de diciembre de 2023 y 2022

|  |  |  | Millones de euros
|  | Nota |  | 2023 |  | 2022
Resultado antes de impuestos |  |  |  | 4.365 |  | 7.180
Ajustes al resultado: |  |  |  | 3.401 |  | 4.026
Amortización del inmovilizado |  | 11 y 12 |  | 2.436 |  | 2.339
Otros (netos) |  |  |  | 965 |  | 1.687
Cambios en el capital corriente |  |  |  | 878 |  | (1.375)
Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación: |  |  |  | (2.133) |  | (1.999)
Cobros de dividendos |  |  |  | 426 |  | 753
Cobros / (pagos) por impuesto sobre beneficios |  |  |  | (1.968) |  | (2.398)
Otros cobros / (pagos) de las actividades de explotación |  |  |  | (591) |  | (354)
FLUJOS DE EFECTIVO DE EXPLOTACIÓN |  | 24 |  | 6.511 |  | 7.832
Pagos por inversiones: |  | 11 y 12 |  | (8.352) |  | (5.096)
Empresas del grupo y asociadas |  |  |  | (898) |  | (193)
Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias |  |  |  | (4.289) |  | (3.535)
Otros activos financieros |  |  |  | (3.165) |  | (1.368)
Cobros por desinversiones: |  |  |  | 2.238 |  | 962
Empresas del grupo y asociadas |  |  |  | 659 |  | 124
Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias |  |  |  | 37 |  | 473
Otros activos financieros |  |  |  | 1.542 |  | 365
Otros flujos de efectivo de las actividades de inversión |  |  |  | 261 |  | 31
FLUJOS DE EFECTIVO DE INVERSIÓN |  | 24 |  | (5.853) |  | (4.103)
Cobros y (pagos) por instrumentos de patrimonio: |  | 6 |  | (1.283) |  | (1.714)
Adquisición |  |  |  | (1.775) |  | (1.884)
Enajenación |  |  |  | 492 |  | 170
Operaciones con minoritarios: |  | 6 |  | 2.174 |  | 1.117
Cobros/pagos por transacciones con minoritarios |  |  |  | 2.290 |  | 1.155
Dividendos pagados a minoritarios |  |  |  | (116) |  | (38)
Cobros y (pagos) por instrumentos de pasivo financiero: |  | 7 |  | (2.010) |  | (1.148)
Emisión |  |  |  | 9.256 |  | 13.500
Devolución y amortización |  |  |  | (11.266) |  | (14.648)
Pagos por remuneraciones de accionistas y otros instrumentos de patrimonio |  | 6 |  | (979) |  | (989)
Otros flujos de efectivo de actividades de financiación: |  |  |  | (955) |  | (98)
Pagos de intereses |  |  |  | (333) |  | (365)
Otros cobros / (pagos) de las actividades de financiación |  |  |  | (622) |  | 267
FLUJOS DE EFECTIVO DE FINANCIACIÓN |  | 24 |  | (3.053) |  | (2.832)
EFECTO DE LAS VARIACIONES DE LOS TIPOS DE CAMBIO |  |  |  | 12 |  | 20
AUMENTO / (DISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES |  | 24 |  | (2.383) |  | 917
EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL INICIO DEL PERIODO |  |  |  | 6.512 |  | 5.595
EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL FINAL DEL PERIODO |  | 8 |  | 4.129 |  | 6.512
Caja y bancos |  |  |  | 2.743 |  | 2.676
Otros activos financieros |  |  |  | 1.386 |  | 3.836

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Cuentas Anuales 2023 | 6 | Grupo Repsol

INFORMACIÓN GENERAL

(1) Acerca de estas Cuentas Anuales
Las presentes Cuentas Anuales consolidadas de Repsol, S.A. y sus sociedades participadas, que configuran el Grupo Repsol,
presentan la imagen fiel de su patrimonio, de su situación financiera y de sus resultados, así como de los cambios en el
patrimonio neto y de los flujos de efectivo, del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2023.
Se han elaborado de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas por el International
Accounting Standards Board (IASB) y adoptadas por la Unión Europea (UE) y las demás disposiciones del marco normativo
aplicable. El cumplimiento de la normativa contable exige la aplicación de criterios y políticas por parte de la Compañía (ver
Nota 4.4); por otra parte, para la elaboración de la información contenida en estas Cuentas Anuales es necesario realizar
estimaciones y juicios contables que pueden resultar significativos (ver Nota 4.5).
Repsol tiene una estrategia para ser una compañía cero emisiones netas en 2050 1 alineada con los objetivos de la Cumbre del
Clima de París 2 y los Objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas. Estas Cuentas Anuales incluyen información
que refleja los impactos del cambio climático y de las dinámicas de transición energética (ver Notas 4.5.2 y Anexo III). En su
elaboración se ha tenido en cuenta lo establecido en la publicación del IASB "Efectos de los asuntos relacionados con el clima
en los estados financieros" sobre el impacto del cambio climático en la aplicación de las NIIF en la información financiera.
La preparación de las Cuentas Anuales consolidadas es responsabilidad de los Administradores de Repsol, S.A., sociedad
matriz del Grupo. Las presentes, han sido formuladas por el Consejo de Administración de Repsol, S.A. en su reunión del 21
de febrero de 2024 y se someterán a la aprobación de la Junta General Ordinaria de Accionistas, estimándose que serán
aprobadas sin ninguna modificación. Las correspondientes al ejercicio 2022 fueron aprobadas por la Junta General Ordinaria
de Accionistas de Repsol, S.A. celebrada el 25 de mayo de 2023.
Junto a las Cuentas Anuales consolidadas se publica el Informe de Gestión consolidado 2023 del Grupo, que integra
información financiera y no financiera y, en particular, el Estado de Información No Financiera consolidado y resto de
información de sostenibilidad que comprende, entre otros, los ámbitos Medioambiental, Social y de Gobernanza. El Informe
de Gestión incluye, como anexos, el Informe Anual de Gobierno Corporativo y el Informe Anual sobre Remuneraciones de los
Consejeros. Adicionalmente y como información complementaria, Repsol publica la Información sobre las actividades de
exploración y producción de hidrocarburos y el Informe de pagos a Administraciones Públicas en actividades de exploración y
producción de hidrocarburos. Todos estos informes están disponibles en la página web de Repsol.
(2) Sobre Repsol
2.1 Sociedad matriz
La entidad matriz del Grupo Repsol es Repsol, S.A., una entidad de derecho privado constituida con arreglo a la legislación
española, sujeta a la Ley de Sociedades de Capital y a la demás normativa aplicable a las sociedades anónimas cotizadas.
El domicilio social se encuentra en la calle Méndez Álvaro número 44 de Madrid, donde también se encuentra la Oficina de
Información al Accionista, cuyo número de teléfono es el 900.100.100. Figura inscrita en el Registro Mercantil de Madrid en
la hoja número M-65289 y está provista de C.I.F. número A-78/374725 y C.N.A.E. número 70.10. Su página web se encuentra
en www.repsol.com.
Las acciones de Repsol, S.A. están representadas por anotaciones en cuenta y figuran admitidas a cotización en el mercado
continuo de las Bolsas de Valores españolas (Madrid, Barcelona, Bilbao y Valencia). La Compañía también dispone de un
Programa de ADS (American Depositary Shares), que cotizan en el mercado OTCQX (plataforma dentro de los mercados over-
the-counter de los Estados Unidos que distingue a aquellos emisores con mejores políticas de información al mercado y
sólidas actividades de negocio).

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Cuentas Anuales 2023 | 7 | Grupo Repsol

1 El Indicador de Intensidad de Carbono (IIC; gCO2/MJ) es la métrica clave para establecer el objetivo de descarbonización hacia la neutralidad de emisiones
en 2050. Para más información véase la Nota 4.5.2 y el apartado 7.2.1.4 Métricas y objetivos del Informe de Gestión consolidado 2023.
2 El Acuerdo de París, ha tenido un impacto significativo en el desarrollo de nuevas políticas climáticas y en la aprobación de nueva normativa. La Unión
Europea (UE), tras haber asumido el compromiso de neutralidad climática a 2050 ("The European Green Deal") que constituye la nueva estrategia de
crecimiento de la UE, ha aprobado diferente regulación en esta materia. Por su parte, España también está emitiendo diferentes paquetes legislativos sobre
esta materia por lo que la regulación sobre cambio climático y transición energética está en continua evolución. Para más información véase el Anexo III.
2.2 Grupo Repsol
El Grupo Repsol (en adelante “Repsol”, “Compañía”, “Grupo Repsol” o "Grupo”) es un grupo de sociedades con presencia
mundial que, con la visión de ser una empresa multienergética eficiente, sostenible y competitiva, realiza actividades en el
sector de hidrocarburos a lo largo de toda su cadena de valor (exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural,
refino, producción, transporte y comercialización de una amplia gama de productos petrolíferos, petroquímicos y derivados y
gas natural), así como actividades de generación y comercialización de energía eléctrica 3.
El Grupo está compuesto por aproximadamente 500 sociedades, dependientes, negocios conjuntos y asociadas constituidas
en 36 países (principalmente en España y Estados Unidos) que, en ocasiones, desarrollan actividades en el extranjero a través
de sucursales, establecimientos permanentes, etc... Las principales sociedades y el organigrama societario resumido del
Grupo se presentan en el apartado 2.3 del Informe de Gestión consolidado 2023. En 2023, los principales cambios en la
estructura societaria corresponden a las adquisiciones y acuerdos de dilución en activos vinculados a la generación renovable
de electricidad y a las desinversiones en el segmento de Exploración y Producción. Para más información sobre la
composición del Grupo véanse los Anexos IIA, IIB y sobre los principales cambios en la estructura societaria en Anexo IIC.
(3) Segmentos de negocio de Repsol 4
3.1 Segmentos de negocio de Repsol
La información por segmentos del Grupo a que se refiere esta Nota se presenta de acuerdo con los requisitos de desglose
establecidos por la NIIF 8 - Segmentos de operación.
La definición de los segmentos de negocio se basa en las diferentes actividades desarrolladas por el Grupo y su importancia
significativa, así como en la estructura organizativa para la gestión de los negocios y en la forma en que la dirección y los
administradores de Repsol analizan las principales magnitudes operativas y financieras para la toma de decisiones sobre la
asignación de recursos y la evaluación del rendimiento de la Compañía.
Los segmentos de reporting de Repsol son los siguientes:
– Exploración y Producción (Upstream o "E&P"): actividades de exploración y producción de reservas de crudo y gas
natural, así como desarrollo de soluciones geológicas bajas en carbono (geotermia, captura, almacenamiento y uso del
carbono…).
– Industrial: actividades de refino de petróleo, petroquímica y trading, transporte y comercialización de crudo, gas natural
y carburantes, incluyendo el desarrollo de nuevas plataformas de crecimiento como hidrógeno, biometano,
biocombustibles sostenibles y combustibles sintéticos.
– Cliente: negocios de movilidad (estaciones de servicio) y de comercialización de combustibles (gasolinas, gasóleos,
queroseno de aviación, gases licuados del petróleo, biocombustibles…), de electricidad y gas y de lubricantes y otras
especialidades.
– Generación Baja en Carbono (GBC): generación de electricidad de bajas emisiones (CCGTs 5) y fuentes renovables.
En Corporación y otros se incluyen (i) los gastos de funcionamiento de la corporación y, específicamente, los de dirección del
Grupo, (ii) el resultado financiero y (iii) los ajustes de consolidación intersegmento.
En 2023, como consecuencia de la evolución de sus negocios y de los cambios en su estructura organizativa, Repsol ha
revisado la definición de sus segmentos de Reporting. El segmento de negocio hasta ahora denominado “Comercial y
Renovables” se divide en “Cliente” (negocios comerciales con una oferta multienergía focalizada en el cliente) y “Generación
baja en carbono” (negocios de generación eléctrica de bajas emisiones y renovables). Repsol ha re-expresado la información
del ejercicio 2022 para facilitar el seguimiento y garantizar su comparabilidad.

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Cuentas Anuales 2023 | 8 | Grupo Repsol

3 Para más información véase el apartado 2.1 Cadena de valor y segmentos de negocio del Informe de Gestión consolidado 2023.
4 Algunas de las magnitudes presentadas a lo largo de esta Nota tienen la consideración de Medidas Alternativas de Rendimiento (MAR), de acuerdo a las
Directrices del European Securities Market Association ESMA (para más información, véase el Anexo II Medidas Alternativas de Rendimiento del Informe
de Gestión consolidado ó en www.repsol.com). Todas las magnitudes presentadas conforme al modelo de información por segmentos de negocio, a las
que se refiere esta Nota, se concilian con los estados financieros NIIF-UE en el Anexo I.
5 Acrónimo inglés para los generadores de electricidad de turbina de gas de ciclo combinado.
3.2 Modelo de presentación de los resultados por segmentos
En su modelo de reporting por segmentos, Repsol presenta los resultados y otras magnitudes financieras de sus segmentos
de negocio (E&P, Industrial, Cliente y GBC) considerando las magnitudes operativas y económicas de los negocios
conjuntos, de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo en cada negocio conjunto, con la misma metodología y
nivel de detalle que las de las sociedades consolidadas por integración global 6.
Con este enfoque, los resultados se presentan desagregados en varios componentes (Resultado Ajustado, Efecto Patrimonial,
Resultados Específicos, Minoritarios) hasta llegar al Resultado Neto, que refleja el resultado obtenido por el Grupo atribuible
a la sociedad dominante.
– La medida del resultado de cada segmento es el denominado Resultado Ajustado, que se corresponde con el resultado
de operaciones continuadas a coste de reposición (“Current Cost of Supply” o CCS), neto de impuestos y sin incluir
ciertos ingresos y gastos (“Resultados específicos”), ni los resultados atribuibles a los intereses minoritarios
(“Minoritarios”), que se presentan de manera separada. El resultado financiero y los ajustes de consolidación
intersegmento se asignan al Resultado de Corporación y otros.
En concreto, el resultado a coste de reposición (CCS) considera como coste de los volúmenes vendidos el
correspondiente a los costes de aprovisionamiento y producción del propio periodo. Es el criterio comúnmente utilizado
en el sector para presentar los resultados de los negocios del segmento Industrial o Cliente, que deben trabajar con
importantes inventarios sujetos a fluctuación constante de precios, por lo que facilita la comparabilidad con otras
compañías y el seguimiento de los negocios, con independencia del impacto de las variaciones de precios sobre sus
inventarios. Sin embargo, esta medida del resultado no es aceptada en la normativa contable europea y, por ello,
tampoco es aplicada por Repsol, que utiliza el método del coste medio ponderado para determinar sus resultados
conforme a la normativa contable europea. La diferencia entre el resultado a CCS y el resultado a coste medio
ponderado se refleja en el Efecto patrimonial, que se presenta de forma independiente, neto de impuestos y sin
considerar los resultados atribuibles a los intereses minoritarios.
– En los Resultados específicos se incluyen ciertas partidas significativas cuya presentación separada se considera
conveniente para facilitar el seguimiento de la gestión ordinaria de las operaciones de los negocios. Se incluyen aquí las
plusvalías/minusvalías por desinversiones, los costes de reestructuración, los deterioros (dotaciones/reversiones) de
activos, las provisiones para riesgos y gastos y otros ingresos/gastos relevantes ajenos a la gestión ordinaria de los
negocios. Estos resultados se presentan de forma independiente, netos de impuestos y sin considerar los resultados
atribuibles a los intereses minoritarios.
– Desde 2023, tras la entrada de socios minoritarios en nuestros negocios de E&P y de GBC, la participación de socios
minoritarios en el resultado consolidado se ha aislado del Resultado Ajustado, Efecto Patrimonial y Resultados
Específicos, para que estos reflejen en su integridad el resultado gestionado por la Compañía. La participación de los
socios minoritarios en los resultados del Grupo se refleja en una línea independiente Minoritarios, neto de impuestos,
inmediatamente antes del Resultado Neto.
De esta manera, el Grupo cree que queda adecuadamente reflejada la naturaleza de sus negocios y la forma en que se
analizan sus resultados para la toma de decisiones, además de facilitar la comparación con otras compañías del sector. En
cualquier caso, Repsol facilita conciliaciones entre las medidas incluidas en el modelo de reporting por segmentos de
negocio, que constituyen medidas alternativas de rendimiento conforme a las Directrices de octubre de 2015 "Medidas
alternativas de rendimiento" del ESMA (European Securities Market Association) y las medidas utilizadas en los presentes
estados financieros elaborados conforme a las NIIF-UE. Esta información se puede encontrar en el Anexo II Medidas
Alternativas de Rendimiento del Informe de Gestión consolidado ó en www.repsol.com).

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Cuentas Anuales 2023 | 9 | Grupo Repsol

6 Salvo en el caso de los negocios de generación eléctrica renovable (segmento GBC) en donde por la forma en que se analizan los resultados de estos
proyectos y se toman las decisiones sobre su gestión, las magnitudes económicas de la joint venture de Chile se integran por el método de la participación.
3.3 Información financiera por segmentos de negocio
En esta Nota y en el Anexo I Información por segmentos y conciliación con Estados Financieros NIIF-UE, se resume la
información financiera por segmentos de negocio. Para mayor información, nos remitimos al Informe de Gestión
consolidado 2023 que acompaña a estas Cuentas Anuales consolidadas y se publica junto con ellas.

Resultados de los segmentos de negocio | Millones de euros
| 2023 | 2022
Exploración y Producción | 1.779 | 3.029
Industrial | 2.734 | 3.241
Cliente | 614 | 421
GBC | 75 | 144
Corporación y otros | (191) | (61)
RESULTADO AJUSTADO | 5.011 | 6.774
Efecto patrimonial | (453) | 78
Resultados específicos | (1.274) | (2.507)
Minoritarios | (116) | (94)
RESULTADO NETO | 3.168 | 4.251

Otras magnitudes de los segmentos de negocio | Resultado de las operaciones |  | Ingresos de las actividades ordinarias |  | Flujo de caja de las operaciones |  | Inversiones de explotación (1) |  | Capital empleado
Millones de euros | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022
Exploración y Producción | 2.936 |  | 5.705 |  | 5.199 |  | 7.486 |  | 3.179 |  | 5.706 |  | 2.627 |  | 2.127 |  | 12.716 |  | 12.282
Industrial | 3.626 |  | 4.315 |  | 28.674 |  | 37.332 |  | 3.611 |  | 2.639 |  | 1.161 |  | 1.025 |  | 10.929 |  | 11.108
Cliente | 819 |  | 564 |  | 27.164 |  | 32.696 |  | 913 |  | 614 |  | 423 |  | 258 |  | 2.788 |  | 2.762
GBC | 134 |  | 245 |  | 516 |  | 1.210 |  | 95 |  | 155 |  | 1.876 |  | 667 |  | 3.897 |  | 1.905
Corporación y otros | (265) |  | (181) |  | — |  | — |  | (734) |  | (192) |  | 80 |  | 105 |  | 836 |  | 172
|  |  |  |  |  | — |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
TOTAL | 7.250 |  | 10.648 |  | 61.553 |  | 78.724 |  | 7.064 |  | 8.923 |  | 6.167 |  | 4.182 |  | 31.166 |  | 28.229

(1) Incluye las inversiones devengadas en el período.
3.4 Acontecimientos destacables del periodo 7
En este apartado se apuntan brevemente algunos acontecimientos destacables del periodo para contextualizar la información
de estas Cuentas Anuales. Repsol publica junto con las presentes Cuentas Anuales su Informe de Gestión consolidado 2023,
que incluye una explicación del desempeño de sus negocios y de los principales acontecimientos del periodo.
Durante 2023 la economía global ha demostrado ser resiliente pero ha venido marcada por una elevada incertidumbre (para
más información véase el apartado 3 del Informe de Gestión del 2023). El complejo y volátil entorno ha afectado a las
actividades y resultados de los negocios de la Compañía de manera desigual. El descenso de los precios del crudo y la
pronunciada caída de los del gas han reducido los ingresos de E&P; los márgenes de Refino se han moderado
significativamente a lo largo del periodo aunque se mantienen en buenos niveles y los negocios de Movilidad en España
recuperan márgenes al dejar de aplicar los descuentos establecidos por el Gobierno durante el año 2022 para hacer frente a la
subida de los precios de los carburantes (véase el apartado 4 del Informe de Gestión consolidado 2023).
Durante 2023 se ha avanzado en el cumplimiento de los objetivos estratégicos, con actuaciones como las siguientes:
– En E&P, se ha completado la venta de una participación del 25% del segmento de negocio al grupo EIG por un precio de
3.350 millones de dólares (ver Notas 6, 8 y 24). Adicionalmente, se ha completado la salida del negocio E&P de Canadá
(ver Nota 19.7) y la liquidación y disolución de Repsol Oil & Gas Canada Inc. -ROGCI- (ver Nota 11).
– En el segmento Industrial, se ha continuado la transformación de los grandes complejos industriales, apostando por la
sostenibilidad futura de la industria: construcción de la Planta de Biocombustibles Avanzados (C43) situada en
Cartagena, primera planta en España para producir combustibles renovables a partir de residuos; inicio de la ampliación
del Complejo Industrial de Sines (Portugal); puesta en marcha del primer electrolizador de la compañía en la refinería de
Petronor; nuevo terminal marítimo en el Puerto Exterior de A Coruña, que facilita la logística de nuevos productos y
materias primas y contribuye a la iniciativa de creación de un polo de energías renovables en A Coruña.
– En Cliente, para elevar el perfil multienergético de la Compañía, se ha lanzado el Programa "Planes Energías
conectadas", que beneficia a los clientes que contraten distintos productos energéticos con Repsol a través de la

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Cuentas Anuales 2023 | 10 | Grupo Repsol

7 Para una descripción detallada de los principales acontecimientos véase el apartado 1. Resumen del año del Informe de Gestión consolidado 2023.
plataforma digital Waylet. Los clientes digitales han aumentado hasta 7,9 millones a 31 de diciembre. También han
aumentado los clientes de electricidad y gas, que han superado los 2,1 millones.
– En el negocio GBC, se han puesto en marcha proyectos en España, EE.UU. y Chile que permiten alcanzar una capacidad
instalada de generación eléctrica renovable en operación de 2.781 GW. En cuanto al crecimiento inorgánico, destaca la
adquisición del 100% de Asterion Energies, que gestiona una cartera de activos renovables de 7.700 MW localizados en
España (en su mayor parte), Italia y Francia (ver Nota 11) y la firma del acuerdo (que se completará previsiblemente en el
primer trimestre de 2024) para la adquisición del 100% de ConnectGen por 782 millones de dólares, que gestiona una
cartera de proyectos de 20 GW en EE.UU. Por otro lado, continuando con la política de rotación de activos, se ha
vendido un 49% de una cartera de activos de 618 MW en España a Pontegadea por 363 millones de euros (ver Nota
6.5).
– Se han alcanzado acuerdos para resolver dos litigios importantes (ver Nota 15.2). En EE.UU. se ha puesto fin a los
litigios relacionados con la compañía Maxus (adquirida por YPF en 1995). En Reino Unido, Repsol y Sinopec, accionistas
del negocio conjunto Repsol Sinopec Resources UK (RSRUK, actualmente RRUK), han puesto fin al procedimiento
arbitral iniciado por Sinopec en relación con el proceso de adquisición del 49% de RRUK al Grupo Talisman en 2012,
que ha culminado con la adquisición por Repsol de la participación de Sinopec en RRUK (ver Nota 13).
– La cotización de la acción ha experimentado una elevada volatilidad, con una cotización que ha promediado en 2023 un
9% por encima de la de 2022. La retribución al accionista en 2023 se ha concretado en el pago de dividendos de 0,70
euros brutos por acción (un 11% superior a la retribución de 2022) por importe total de 901 millones de euros.
Tras cumplir anticipadamente gran parte de los objetivos fijados para el Plan Estratégico 21-25, se ha llevado a cabo una
reflexión estratégica que ha culminado con la publicación de una actualización estratégica para el período 2024-2027. Para
más información véase el apartado 2.5 del Informe de Gestión consolidado 2023.
(4) Criterios para la elaboración de estas Cuentas Anuales
4.1 Principios generales
Las Cuentas Anuales consolidadas se han elaborado de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera
(NIIF) emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB) y adoptadas por la Unión Europea (UE) a 31 de
diciembre de 2023 y las demás disposiciones del marco normativo aplicable.
Se han preparado a partir de los registros contables de Repsol, S.A. y de sus sociedades participadas (incluyendo las
sociedades dependientes de Repsol, acuerdos conjuntos y asociadas), c uyos criterios contables se han homogeneizado con
los de la matriz con el fin de presentar los estados financieros consolidados aplicando normas de valoración homogéneas.
Se presentan en millones de euros, que también es la moneda funcional de la sociedad dominante, salvo que se indique otra
unidad.
4.2 Comparación de la información
Las novedades en la normativa contable que han sido aplicadas por el Grupo a partir del 1 de enero de 2023 8 no han
producido ningún impacto significativo dada su naturaleza y alcance, más allá de ciertos requerimientos de desglose de
información en notas adicionales.
4.3 Nuevos estándares emitidos de aplicación obligatoria futura
A continuación se desglosan las normas emitidas por el IASB que serán de aplicación obligatoria en futuros ejercicios 9:

Pendientes de adopción por la Unión Europea |  | Fecha de 1ª aplicación
Modificaciones a NIC 7 y NIIF 7 - Acuerdos de financiación con proveedores (1) |  | 1 de enero de 2024
Modificaciones a la NIC 21 - Ausencia de convertibilidad (2) |  | 1 de enero de 2025

(1) Modificaciones emitidas el 25 de mayo de 2023.
(2) Modificaciones emitidas el 15 de agosto de 2023.

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Cuentas Anuales 2023 | 11 | Grupo Repsol

8 A partir del 1 de enero de 2023 se han aplicado las siguientes normas sin impacto significativo en los estados financieros del Grupo, más allá de
determinados desgloses de información asociados: (i) NIIF 17 Contratos de seguro, incluyendo las Modificaciones a la NIIF 17 emitidas el 9 de diciembre
de 2021; (ii) Modificaciones a la NIC 12: Impuestos diferidos asociados a activos y pasivos que surgen en una transacción única; (iii) Modificaciones a la
NIC 1: Información a revelar sobre políticas contables; (iv) Modificaciones a la NIC 8: Definición de estimaciones contables; (v) Modificaciones a la NIC 12
- Reforma fiscal internacional - Reglas del modelo Pillar II.
9 Adicionalmente a las modificaciones que figuran en esta Nota, el IASB emitió las Modificaciones a NIIF 10 y NIC 28 "Venta o aportación de activos entre un
inversor y su asociada o negocio conjunto" sin fecha de primera aplicación obligatoria a la espera de finalizar su Proyecto de "Método de la participación" y
tomar una decisión respecto a las mismas.

Adoptadas por la Unión Europea |  | Fecha de 1ª aplicación
Modificaciones a la NIIF 16 - Pasivo por arrendamiento en una venta con arrendamiento posterior (1) |  | 1 de enero de 2024
Modificaciones a la NIC 1 - Clasificación de pasivos como corrientes o no corrientes(2) |  | 1 de enero de 2024
Modificaciones a la NIC 1 - Pasivos no corrientes con condiciones pactadas (3) |  | 1 de enero de 2024

(1) Modificaciones emitidas el 22 de septiembre de 2022.
(2) Incluye el diferimiento de la primera aplicación de las Modificaciones a NIC 1 emitidas el 15 de julio de 2020.
(3) Modificaciones emitidas el 31 de octubre de 2022.
El Grupo está analizando los potenciales impactos que estos cambios normativos pudieran tener en sus estados financieros
consolidados, si bien a la fecha no se espera ninguno significativo, más allá de los nuevos requerimientos de desglose de
información que introducen algunos de estos cambios.
4.4 Políticas contables
Hay que señalar que las políticas y opciones contables significativas se presentan, en recuadros de texto, destacadas a lo
largo de las notas de las presentes Cuentas Anuales consolidadas, salvo para las que, por su carácter más transversal o
general, se detallan a continuación:
4.4.1 Principios de consolidación
Repsol clasifica las inversiones como sociedades dependientes, acuerdos conjuntos y asociadas en función del control que
ejerce sobre ellas:
– S ociedades dependientes: aquellas sobre las que Repsol ejerce control, y son consolidadas siguiendo el método de
integración global.
– Acuerdos conjuntos: aquellas en las que las decisiones estratégicas operativas y financieras requieren del
consentimiento unánime de las partes que comparten el control (control conjunto) y se clasifican en: a) operaciones
conjuntas articuladas a través de un Joint Operating Agreement (JOA), o de un vehículo que no limita los riesgos y
beneficios del partícipe y que se integran en los estados financieros de los socios en función de la participación sobre los
activos, pasivos, ingresos y gastos que surgen del acuerdo; o b) negocios conjuntos (Joint Ventures -JV-): aquellas que
representan un interés en los activos netos del acuerdo y que se registran según el método de la participación.
– Asociadas: aquellas sobre las que existe influencia significativa en la participada (no se requiere el consentimiento de
Repsol en la toma de las decisiones estratégicas operativas y financieras pero Repsol tiene capacidad para intervenir en
ellas) y son contabilizadas de acuerdo al método de la participación.
4.4.2 Moneda funcional
Las partidas incluidas en las presentes Cuentas Anuales consolidadas de cada una de las sociedades del Grupo se valoran
utilizando su moneda funcional, es decir, la moneda del entorno económico principal en que la entidad opera, y cuando ésta
es distinta a la moneda de presentación de los estados financieros, se convierten como se describe a continuación: (i) para
los activos y pasivos de cada uno de los balances presentados se aplica el tipo de cambio de cierre en la fecha del
correspondiente balance, (ii) para las partidas de gastos e ingresos se utiliza el tipo de cambio medio acumulado del ejercicio
(no obstante, en el caso de transacciones relevantes se utiliza el tipo de cambio de la fecha de la transacción) y (iii) las
diferencias de cambio que se produzcan como resultado de lo anterior, se reconocen en el epígrafe “Diferencias de
conversión”, en el Patrimonio Neto.
Las transacciones en una divisa distinta de la moneda funcional de una sociedad del Grupo se consideran transacciones en
moneda extranjera y se contabilizan en su moneda funcional aplicando el tipo de cambio vigente en la fecha de la operación.
Al cierre de cada ejercicio los saldos de balance de las partidas monetarias en moneda extranjera se valoran aplicando el tipo
de cambio vigente a dicha fecha y las diferencias de cambio que surgen de tal valoración se registran en el epígrafe
“Diferencias de cambi o” incluido en el Resultado financiero.
4.4.3 Combinaciones de negocio
Las combinaciones de negocio en las que el Grupo adquiere el control de uno o varios negocios mediante la fusión o escisión
de varias empresas o por la adquisición de todos los elementos patrimoniales de una empresa o de una parte que constituya
uno o más negocios, se registran por el método de adquisición de acuerdo a lo dispuesto en la NIIF 3 "Combinaciones de
Negocio". El método de adquisición implica, salvo por las excepciones de reconocimiento y medición establecidas en la NIIF
3, la contabilización en la fecha de adquisición de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos por su valor

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 12 | Grupo Repsol

razonable en dicha fecha, siempre y cuando este valor pueda ser medido con fiabilidad. Dentro de los pasivos asumidos en la
combinación de negocios, también se contabiliza en la fecha de adquisición cualquier pasivo contingente identificado,
aunque el mismo no hubiese sido reconocido de acuerdo a los criterios generales de registro contable de provisiones por no
ser probable la salida de beneficios económicos, siempre y cuando se corresponda con una obligación presente surgida de
sucesos pasados y su valor razonable puede ser medido con fiabilidad. Los costes relacionados con la adquisición se
registran como gastos en la cuenta de pérdidas y ganancias.
La diferencia entre el coste de la combinación de negocios y el valor de los activos identificables adquiridos menos el de los
pasivos asumidos se registra como fondo de comercio, en el caso en que sea positiva, o como un ingreso en la cuenta de
pérdidas y ganancias en el caso en que sea negativa.
El periodo de valoración de las combinaciones de negocio se inicia en la fecha de adquisición y finaliza cuando Repsol
concluye que no puede obtener más información sobre los hechos y circunstancias que existían a la fecha de adquisición.
Este periodo, en ningún caso, superará un año desde la fecha de adquisición. Durante el periodo de valoración de la
combinación de negocios se considera provisional.
En el caso de las adquisiciones de proyectos Renovables, la clasificación como combinaciones de negocio o adquisición de
activos depende en gran medida de la fase en la que esté el activo adquirido en la fecha de adquisición. Con carácter general,
no son susceptibles de ser calificados como negocio, aquellos que no hayan alcanzado, al menos, el hito de “ready to build”
que es aquel que pone fin a la fase de pre-desarrollo y es previo a la fase de desarrollo o construcción. No obstante lo
anterior, cada transacción requiere de un análisis específico para su calificación como combinación de negocios, o bien,
como una adquisición de activos.
4.4.4 Actividades de exploración y producción de hidrocarburos
Repsol registra las operaciones de exploración y producción de hidrocarburos utilizando políticas contables basadas
principalmente en el método de exploración con éxito (“successful-efforts”). De acuerdo con estas políticas, el tratamiento
contable de los diferentes costes incurridos es el siguiente:
– Los costes de adquisición (incluyendo bonos, costes legales, etc.) de nuevos intereses en zonas con reservas, incluyendo
los adquiridos en combinaciones de negocios, se capitalizan en el epígrafe “Inversiones en zonas con reservas” del
inmovilizado material.
– Los costes de adquisición de permisos de exploración y los costes de geología y geofísica (G&G) incurridos durante la
fase exploratoria son capitalizados en el epígrafe “Permisos de exploración” del inmovilizado intangible. Durante la fase de
exploración y evaluación no se amortizan conforme al criterio de unidad de producción (ver más adelante), siendo
evaluada la existencia de deterioro, al menos una vez al año y, en cualquier caso, cuando aparece un indicio de que
pudiera haberse producido un deterioro de valor, conforme a los indicadores de la NIIF 6 “Exploración y evaluación de
recursos minerales”. Una vez finalizada la fase de exploración y evaluación, si no se encuentran reservas económicamente
viables, los importes capitalizados son registrados como gasto en la cuenta de pérdidas y ganancias.
– Los costes de perforación de sondeos de exploración se capitalizan en el epígrafe “Inversiones en exploración” del
inmovilizado material, pendientes de la determinación de si se han encontrado reservas que justifiquen su desarrollo
comercial. Si no se han encontrado reservas económicamente viables, los costes de perforación inicialmente capitalizados
son registrados en la cuenta de pérdidas y ganancias. En aquellos casos en los que se encuentran reservas, pero las
mismas están en evaluación para su clasificación como probadas (ver apartado siguiente), su registro contable depende
de las siguientes circunstancias:
• Si se requieren inversiones adicionales previas al inicio de la producción, permanecen capitalizadas mientras se
cumplan las siguientes condiciones: (i) la cantidad de reservas encontradas justifica su terminación como pozo
productivo si la inversión requerida es efectuada, y; (ii) se ha realizado un progreso suficiente en la evaluación de
reservas y de la viabilidad operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumpliese, los importes
capitalizados se considerarían deteriorados y serían registrados como gasto en la cuenta de pérdidas y ganancias.
• En todas las demás circunstancias, si no existe el compromiso para la realización de actividades significativas de
evaluación de las reservas o de desarrollo del proyecto en un periodo razonable de tiempo después de finalizar la
perforación del pozo se registran como gasto en la cuenta de pérdidas y ganancias.
– Los costes de perforación de sondeos exploratorios que hayan dado lugar a un descubrimiento de reservas
comercialmente explotables son reclasificados (junto a los permisos de exploración y G&G asociados -“Inversiones en
exploración”-) al epígrafe “Inversión en zonas con reservas” del inmovilizado material por su valor neto contable.

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Cuentas Anuales 2023 | 13 | Grupo Repsol

– Los costes de exploración distintos de los costes de G&G, excluyendo los costes de perforación de los sondeos de
exploración y los bonos exploratorios, se registran como gasto en la cuenta de pérdidas y ganancias cuando se incurren.
– Los costes de desarrollo incurridos para la extracción de los hidrocarburos, su tratamiento o almacenaje se capitalizan en
el epígrafe “Inversión en zonas con reservas” del inmovilizado material.
– Los costes por los futuros abandonos y desmantelamiento de campos se capitalizan por su valor actual cuando se registra
inicialmente el activo en el epígrafe “Inversiones en zonas con reservas” con abono al epígrafe de provisiones por
desmantelamiento de campos (ver Nota 15).
– Las inversiones capitalizadas se amortizan de acuerdo con el método de unidad de producción conforme a los siguientes
criterios:
• Las inversiones realizadas para la adquisición, descubrimiento, desarrollo y producción de reservas probadas y
probables (incluyendo los costes de exploración reclasificados a inversiones en zonas con reservas), se amortizan en
función de la relación existente entre la producción del ejercicio y dichas reservas que se prevén producir sin necesidad
de incurrir en inversiones adicionales.
• Los costes incurridos en sondeos para el desarrollo de reservas de hidrocarburos se amortizan en función de la
relación existente entre la producción del ejercicio y el total de las reservas probadas más probables desarrolladas que
se esperan obtener (ver apartado siguiente).
Los cambios en las estimaciones de reservas se consideran en el cálculo de las amortizaciones con carácter prospectivo.
4.5 Estimaciones y juicios contables
La preparación de los estados financieros de acuerdo con los principios contables de aplicación requiere que se realicen
juicios y estimaciones que afectan al reconocimiento y valoración de activos y pasivos, de ingresos y gastos del periodo, así
como al desglose de activos y pasivos contingentes. Los resultados podrían diferir de manera significativa dependiendo de las
estimaciones realizadas.
Los criterios contables y las áreas que principalmente requieren juicios y estimaciones para la preparación de los estados
financieros son: (i) reservas y recursos de crudo y de gas natural (ver Nota 4.5.1), (ii) valor recuperable de los activos (ver
Nota 4.5 y Nota 20), (iii) combinaciones de negocio (ver Nota 4.4.3, 11 y 13), (iv) provisiones por litigios, desmantelamiento y
otras contingencias tales como las ocasionadas por daños medioambientales (ver Notas 15), (v) impuesto sobre beneficios,
créditos y contingencias fiscales y activos por impuestos diferidos (ver Nota 22); (vi) valor de mercado de los instrumentos
financieros derivados (Notas 7, 8 y 9), (vii) pérdida esperada de los instrumentos financieros (ver Notas 10.3 y 20.3), y (viii)
evaluaci ón de las inversiones en Venezuela (ver Notas 13 y 20.3). En cualquier caso, hay que señalar que varias de las
estimaciones anteriores deben incorporar las incertidumbres correspondientes a los escenarios de transición energética y de
políticas para la descarbonización en que se desarrollan nuestros negocios.
A continuación se describen las principales estimaciones y juicios contables realizados por la Dirección y los Administradores
de Repsol para la elaboración de los estados financieros consolidados. Por último, se describen aquellos aspectos de las
estimaciones que están específicamente relacionados con los efectos previstos por el cambio climático y la transición
energética.
4.5.1 Estimación del valor recuperable de los activos
Metodología
La metodología utilizada por el Grupo en la estimación del importe recuperable de los activos es, en general, el valor en uso,
calculado a partir del valor actual de los flujos de efectivo futuros esperados después de impuestos derivados de la
explotación de tales activos.
Las proyecciones de flujos de caja se basan en las mejores estimaciones disponibles de ingresos, gastos e inversiones de las
distintas unidades generadoras de efectivo (UGE) 10, para lo que se utilizan previsiones sectoriales, experiencia pasada y
expectativas futuras de evolución del negocio y de desarrollo del mercado. Las estimaciones contemplan escenarios de

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Cuentas Anuales 2023 | 14 | Grupo Repsol

10 Unidad generadora de efectivo: grupo identificable de activos más pequeño capaz de generar flujos de efectivo que sean, en buena medida, independientes
de los flujos de efectivo derivados de otros activos o grupos de activos. La evaluación de la recuperabilidad de las participaciones en asociadas o negocios
conjuntos del Grupo, se lleva a cabo mediante la comparación de su importe recuperable con su importe en libros (ver Nota 13 y 20). El importe
recuperable de una inversión en una asociada o negocio conjunto se evalúa de manera individual, a menos que la misma no genere entradas de efectivo
que sean en gran medida independientes de las procedentes de otros activos o UGEs del Grupo.
transición energética y descarbonización de la economía que son consistentes con los objetivos del Acuerdo de París y con
los compromisos de descarbonización adquiridos por Repsol, así como con los objetivos de la actualización del plan
estratégico presentada en febrero de 2024 (PE24-27).
Principales hipótesis macroeconómicas
Las variables macroeconómicas utilizadas para la valoración de los activos son consistentes con las que se utilizan en la
elaboración de los presupuestos y los planes de negocio de los activos:
– El marco macroeconómico para los países en los que el Grupo tiene actividad, contempla variables tales como la
inflación, el PIB, el tipo de cambio, etc y se elabora de acuerdo a la información recogida en informes internos que
reflejan las previsiones propias, basadas en información externa relevante disponible (consultores y organismos
especializados).
– Las sendas de precios del petróleo, del gas natural, de la electricidad y del CO2 utilizadas para el test de deterioro son
estimaciones propias, que se contrastan con los escenarios de agencias internacionales y otros actores del mercado.
Las sendas se elaboran a partir de la información macroeconómica, financiera, de mercado y de las previsiones
disponibles de analistas.
En particular, para el cálculo de los precios del crudo y gas se analizan las variables claves del mercado y de su previsible
evolución, con previsiones propias del balance oferta-demanda de energía y de precios. La visión a más largo plazo está
también explicada por el seguimiento de otras variables como el declino de los campos de crudo y gas, los CAPEX
reales, la sostenibilidad financiera de las empresas del sector a determinados entornos de precios y la dinámica en los
países OPEP en cuanto a sostenibilidad fiscal.
• Para la elaboración de las sendas a corto plazo se tienen en cuenta básicamente los informes de previsión realizados
por una selección de bancos de inversión, macro consultoras (Platts Analytics, IHS, Wood Mackenzie, Energy Aspects
y Oxford Economics), la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) y la Administración de
Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés).
• Respecto al largo plazo, la fuente que presenta un análisis suficientemente detallado de sus previsiones es la agencia
de referencia IEA, que además realiza estudios pormenorizados de oferta, demanda y previsiones de precios bajo
distintos escenarios.
Con todos estos elementos se realizan modelos econométricos propios de precios, que se comparan con previsiones
externas, tanto públicas como privadas 11.
– La senda de precios del CO2 más relevante para el Grupo en el test de deterioro se corresponde con los precios de los
derechos de emisiones en el actual mecanismo de ETS de la UE. La senda utilizada para el test de deterioro (ver Nota
20) es consistente con el precio interno del carbono para la toma de decisiones de inversión de nuevos proyectos. Para
otros países con derechos de emisiones o impuestos al CO2, se utilizan hipótesis específicas.
– Para el cálculo de las previsiones de los precios de la electricidad en España se utiliza un modelo propio que pondera la
influencia de los distintos factores en el mercado mayorista. Si bien el modelo responde principalmente a los precios del
gas natural y los derechos de emisiones de CO2, también se refleja el impacto que tendrán los nuevos desarrollos
futuros de capacidad de generación renovable, así como las previsiones económicas que puedan influir en la evolución
de la demanda. Las conclusiones obtenidas se comparan con previsiones externas que la Compañía obtiene de agencias
especializadas.
– Respecto de los escenarios de evolución de la demanda del transporte terrestre previstos en la estimación de los flujos
de caja de los negocios industriales y comerciales de Repsol, se mantiene un escenario coherente con el paquete de
medidas anunciadas por la Comisión Europea denominado “Fit for 55” y la nueva hoja de ruta para la descarbonización
Repower EU, que aceleran la transición energética en Europa y prevén importantes descensos en la demanda de
combustibles, principalmente a partir de 2030.
Para completar la información, ante la incertidumbre consustancial a las hipótesis de largo plazo que se utilizan, se ofrecen
las sensibilidades (positivas y negativas) a las variaciones razonables de las principales hipótesis utilizadas en el test de
deterioro (precios de crudo y gas, tasas de descuento,...) en la Nota 20.2.

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Cuentas Anuales 2023 | 15 | Grupo Repsol

11 La comparación se realiza para posicionar las sendas internas respecto a las medias y desviaciones típicas calculadas a partir del consenso de mercado que
incluye, entre otros, los escenarios denominados "Stated Policies" y "Announced Pledges"de la IEA del World Energy Outlook 2023 (para más información
véase https://www.iea.org).
Tasas de descuento
Los flujos de efectivo futuros se descuentan a su valor actual a partir de una tasa específica para cada UGE, determinada en
función de la moneda de sus flujos de caja y de los riesgos a ellos asociados. Repsol utiliza como tasa de descuento el coste
medio ponderado del capital empleado después de impuestos para cada país y negocio. Esta tasa trata de reflejar las
evaluaciones actuales del mercado en lo referente al valor temporal del dinero y a los riesgos específicos del negocio. Por
tanto, la tasa de descuento utilizada tiene en cuenta la tasa libre de riesgo, el riesgo-país, la moneda en la que se generan los
flujos de caja y el riesgo de mercado, crediticio y de negocio. Para que los cálculos sean consistentes, las estimaciones de
flujos de caja futuros no reflejan los riesgos que ya se han considerado en la tasa de descuento o viceversa. La tasa de
descuento utilizada considera el apalancamiento medio del sector durante los últimos cinco años, como aproximación
razonable de la estructura de capital óptima, tomando como referencia empresas comparables, y sus principales
componentes son los siguientes:
– El tipo de interés libre de riesgo para los flujos en dólares es el del bono soberano de EE.UU. a 10 años y para los flujos
en euros el del bono soberano de Alemania a 10 años;
– En cuanto al riesgo-país se utilizan (i) cotizaciones de mercado, tales como el diferencial de los bonos soberanos en
euros o dólares americanos con respecto a la deuda emitida por Alemania (euros) o EE.UU. (USD) respectivamente, (ii)
estimaciones de riesgo-país contenidas en el EMBI (Emerging Markets Bond Index) publicado por JP Morgan, y (iii)
estimaciones de riesgo-país publicadas por tres proveedores externos -Country Risk Rating (IHS Global Insight),
International Country Risk Guide (PRS Group) y Business Monitor (Fitch Group)- todo ello ajustando las características
específicas de cada negocio y/o país;
– Se utiliza una prima de riesgo de mercado diferente en función de la divisa (EUR y USD); y
– Respecto de las primas de riesgo de negocio (β etas), se calculan de forma específica a partir de series históricas a 5 años
de compañías comparables, para cada uno de los negocios.
E stimación de los flujos de caja
Para la estimación de los flujos de caja 12 de los activos se calcula la evolución prevista de las variables clave de acuerdo con
las expectativas consideradas en el presupuesto anual y en los planes de negocio, que están elaborados con escenarios que
consideran la transición energética y la descarbonización de la economía en coherencia con los objetivos de descarbonización
adquiridos por Repsol (ver Nota 4.5.2).
No obstante, los flujos de caja sólo tienen en cuenta el estado actual de los activos al momento de llevar a cabo la
estimación. En concreto, no se tienen en cuenta las inversiones futuras para mejoras en el desempeño del activo ni por
cambios tecnológicos, ni siquiera los que hoy se pueden anticipar y que pueden suponer una estrategia válida de
transformación de los activos en el contexto previsible de la transición energética.
Activos de exploración y producción de hidrocarburos
La valoración de los activos productivos de Exploración y Producción utiliza proyecciones de flujos de caja que abarcan la vida
económicamente productiva de los campos de petróleo y gas, limitada por la finalización de los permisos, acuerdos o
contratos de explotación y en consistencia con la regulación en materia climática y medioambiental de cada país. El
vencimiento de los flujos oscila entre 2025 y 2072. Los activos convencionales en producción no superan el año 2050 y los no
convencionales, situados en USA tienen una vida productiva mayor. En cualquier caso, aproximadamente el 95% del valor de
los flujos de caja de estos activos se recupera antes de 2040, lo que evidencia la reducida exposición del Grupo a activos
"varados" (expuestos a su abandono temprano, "stranded assets" en inglés).
Los principios generales aplicados para la determinación de las variables que más afectan a los flujos de caja de ese negocio
se describen a continuación:
– Precios de venta de hidrocarburos. Las referencias internacionales principales que utiliza el Grupo son: Brent, WTI (West
Texas Intermediate) y HH (Henry Hub). En aquellos países en los que los precios internacionales no reflejan las
circunstancias del mercado de referencia, los precios utilizados tienen en cuenta las referencias de dicho mercado.
– Reservas, recursos y perfiles de producción. Los perfiles de producción se estiman en función de vida productiva de
pozos existentes y de los planes de desarrollo de cada campo productivo. Para la estimación de reservas y recursos de
petróleo y gas, Repsol utiliza los criterios establecidos por el sistema “SPE/WPC/AAPG/SPEE/SEG/SPWLA/EAGE
Petroleum Resources Management System”, referido normalmente por su acrónimo “SPE-PRMS (SPE-Society of

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Cuentas Anuales 2023 | 16 | Grupo Repsol

12 Las UGEs incluyen los derechos de uso asociados a contratos de arrendamiento (NIIF 16), con la consiguiente exclusión de los pagos fijos por
arrendamiento en el cálculo del valor en uso.
Petroleum Engineers)”. Las sendas de precios utilizadas en esta estimación son las mismas que las utilizadas en el test
de deterioro de los activos.
La estimación de las reservas y recursos de crudo y gas 13 es un proceso clave para la toma de decisiones de la
Compañía 14. El volumen de las reservas y recursos de crudo y gas se utiliza tanto para el cálculo de la amortización
como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones y el cálculo de las provisiones por desmantelamiento
en activos del segmento Upstream.
Modificaciones en los volúmenes de reservas y recursos podrían tener un impacto significativo sobre los resultados del
Grupo. Para información sobre las reservas del Grupo véase el documento "Información sobre las actividades de
exploración y producción de hidrocarburo s".
– Costes operativos e inversiones. Se calculan para el primer año de acuerdo con el presupuesto anual del Grupo y en los
años siguientes de acuerdo con los planes de desarrollo de los activos.
– Impuestos. Se consideran los impuestos aplicables a cada contrato atendiendo a la legislación vigente al momento de
calcular los flujos de caja.
Ac tivos del segmento Industrial
Los flujos de caja se calculan considerando la evolución prevista de las variables clave (demanda de productos petrolíferos,
márgenes de contribución unitarios, inversiones, impuestos y gravámenes y costes fijos). A continuación se describen las
principales particularidades de los negocios más relevantes:
– En el negocio de Refino en España se realizan proyecciones hasta 2040, previéndose una caída de actividad de la
destilación de combustibles fósiles de alrededor del 80% (se considera que la demanda de productos petrolíferos caerá
de forma importante tanto en España como en Europa). En este escenario, se ven reducidas las inversiones del sector
de refino, lo que compensará en parte el efecto de la caída de la demanda. Conviene puntualizar que esta reducción de
inversiones en activos tradicionales de refino de crudo, no incluye las nuevas inversiones de transformación de los
complejos industriales en el contexto de la transición energética y conforme a la visión estratégica del Grupo Repsol (por
ejemplo, inversiones en biocarburantes y carburantes sintéticos, circularidad, hidrógeno...).
– En el negocio de Química se realizan proyecciones a cinco años, extrapolándose para años posteriores el flujo
correspondiente al quinto año sin aplicar una tasa de crecimiento. Los productos químicos juegan un papel
fundamental para facilitar la transición energética y la descarbonización, al estar presentes a lo largo de la cadena de
valor de casi todas las industrias, por lo que el crecimiento de la demanda de productos químicos se estima que seguirá
siendo sólido en un escenario de transición energética. El uso de productos y soluciones químicas puede ayudar a
abordar varios de los desafíos relacionados con esta transición y muchas tecnologías bajas en carbono dependen de las
innovaciones en química para ser más eficientes, asequibles y escalables (p.ej., materiales para paneles fotovoltaicos,
aligeramiento de peso en vehículos, aislamiento, conservación de alimentos, ahorro y eficiencia energética).
– Los flujos de caja en los negocios de Mayorista y Trading Gas Norteamérica se proyectan según la duración de los
contratos de regasificación y transporte de gas y han sido estimados conforme a las siguientes hipótesis:
• Precios del gas y del GNL. Las referencias internacionales utilizadas son: HH, Algonquin y TTF (Title Transfer
Facility), ajustándose de acuerdo con referencias del mercado correspondiente en caso de que las referencias
internacionales no reflejen las circunstancias del mismo.
• Volúmenes y márgenes de comercialización de gas y GNL. Los volúmenes considerados en los flujos de caja se
estiman conforme a los contratos vigentes al cierre del ejercicio y a la actividad prevista, todo ello conforme al
presupuesto anual y al plan de negocio. Los márgenes tienen en consideración tanto datos históricos como la
estimación de precios del punto anterior, así como la expectativa de evolución futura.

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Cuentas Anuales 2023 | 17 | Grupo Repsol

13 Las reservas se clasifican en (i) Probadas: aquellas cantidades de petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural que, con la información disponible a
la fecha, se estima que podrán ser recuperadas con certeza razonable (debería haber por lo menos una probabilidad del 90% de que las cantidades
recuperadas igualarán o excederán la estimación 1P), (ii) Probables: son aquellas reservas adicionales, que sumadas a las reservas probadas conforman el
escenario 2P (debería haber por lo menos una probabilidad del 50% de que las cantidades recuperadas igualarán o excederán la estimación 2P; este
escenario refleja la mejor estimación de las reservas), y (iii) Recursos contingentes: aquellas cantidades de petróleo y gas natural que se estima, a una
fecha determinada, que pueden ser potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas por aplicación de proyectos de desarrollo, pero que
actualmente no se consideran comercialmente recuperables debido a una o más contingencias. Las reservas probadas o probables pueden ser
desarrolladas (que se espera recuperar de pozos e instalaciones existentes) o no desarrolladas (se espera recuperar a través de futuras inversiones).
14 Los volúmenes registrados son sometidos periódicamente a auditorías por firmas independientes de ingeniería (como mínimo un 95% de las reservas 2P
son auditadas externamente en un ciclo de tres años).
Activos del segmento Cliente
Para los negocios de comercialización de combustibles, por regla general, se realizan proyecciones a 10 años (hasta 2033)
consistentes con las reducciones de demanda de combustibles fósiles previstas en el marco de las políticas europeas y
españolas de descarbonización, sin considerar rentas perpetuas ni un periodo mayor a los diez años porque, siendo éste
suficiente para demostrar la recuperabilidad del valor contable de los activos actuales, se evita entrar a valorar escenarios de
largo plazo sometidos a elevada incertidumbre por el marco regulatorio europeo.
Activos del segmento Generación Baja en Carbono
Para los activos de generación de energía eléctrica se han realizado proyecciones conforme a la vida prevista de las plantas o
el plazo límite de la concesión (centrales hidráulicas), en un rango que va de 9 a 43 años dependiendo de la tecnología (de
menor a mayor: ciclos combinados, eólica y fotovoltaica y centrales hidráulicas) y, aplicando en su caso, los precios de venta
de la energía eléctrica incluidos en los contratos "PPAs" 15 para la energía comprometida con terceros y la estimación de los
precios de mercado para el resto.
Participaciones en entidades asociadas y negocios conjuntos
La evaluación de la recuperabilidad de las participaciones en asociadas o negocios conjuntos del Grupo, se lleva a cabo
mediante la comparación de su importe recuperable con su importe en libros (ver Nota 13). El importe recuperable de una
inversión en una asociada o negocio conjunto se evalúa de manera individual, considerando las mismas hipótesis descritas
anteriormente.
4.5.2 Estimaciones y juicios contables relacionados con los riesgos e implicaciones del cambio climático, la
descarbonización y la transición energética
En diciembre de 2019, Repsol hizo público su compromiso de ser parte de la solución en la lucha contra el cambio climático,
al orientar su estrategia para ser una compañía con cero emisiones netas de gases de efecto invernadero en el año 2050, en
consonancia con los objetivos del Acuerdo de París, que pretende limitar el calentamiento del planeta, y con los Objetivos de
Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas. Este objetivo se mantiene como base de la nueva actualización estratégica
(Plan Estratégico 2024-2027).
Repsol considera que este objetivo de descarbonización es la estrategia de adaptación a los cambios previsibles en el entorno
económico y, en particular, en el sector energético, que mejor responde a los intereses de sus accionistas, clientes y
empleados, en concreto, la que permite garantizar la sostenibilidad a largo plazo de la Compañía y maximizar la rentabilidad
de sus negocios y el valor de sus inversiones en el contexto de la transición energética.
La métrica utilizada para el seguimiento de los objetivos intermedios de descarbonización hacia la neutralidad de emisiones
en 2050 es la reducción del Indicador de Intensidad de Carbono (IIC) 16 medido en gCO2e/MJ. Los objetivos intermedios de
reducción del IIC, respecto al año base 2016, son: 15% en 2025, 28% en 2030 y 55% en 2040. El IIC de 2023 (69,5 gCO2e/MJ)
se ha reducido un -9,6% respecto a 2016.
Las inversiones relevantes para cumplir el objetivo de descarbonización se denominan “Inversiones bajas en carbono” 17 que
alcanzan en 2023 cerca del 40% del total.

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Cuentas Anuales 2023 | 18 | Grupo Repsol

15 Power Purchase Agreements- "PPAs": Acuerdos de compraventa de energía renovable a largo plazo a un precio determinado que se registran como: (i) un
contrato de suministro ; o (ii) como instrumento financiero de cobertura de flujos de caja (ver Nota 9), según corresponda (ver Nota 25).
16 El IIC tiene en cuenta en el numerador las emisiones derivadas de la actividad de la Compañía (alcance 1 y 2, es decir, emisiones directas e indirectas
derivadas de las operaciones de exploración y producción, refino y química y por generación de energía eléctrica) y las emisiones asociadas al uso de los
productos energéticos derivados de nuestra producción de energía primaria -petróleo y gas natural- (alcance 3 incluyendo la categoría 11, la 12 -por la
incineración de los productos químicos- y la 1 -por la a compra del hidrógeno de terceros-). En el denominador, el indicador recoge la energía que Repsol
pone a disposición de la sociedad en forma de productos finales derivados de la producción de energía primaria de petróleo y gas y de fuentes de energía
bajas en carbono. Para más información véase el apartado 7.2.1.4 Métricas y objetivos del Informe de Gestión consolidado 2023 y www.repsol.com.
17 Incluyen aquellas dirigidas a la eficiencia energética, generación y comercialización de electricidad renovable, producción y comercialización de
biocombustibles, de hidrógeno renovable, de combustibles sintéticos, de productos químicos (polímeros de larga vida), proyectos de economía circular,
captura y almacenamiento de carbono (CCS), generación distribuida, movilidad eléctrica renovable, e inversiones en I+D y corporate venturing en
tecnologías de bajo carbono.
Los principales riesgos derivados del cambio climático se clasifican como "transicionales", derivados de la transición
energética, y "físicos" 18, derivados de acontecimientos naturales que pudieran verse exacerbados por el avance del cambio
climático. En el caso de Repsol, los primeros impactan de forma más significativa que a los segundos, dada la naturaleza y
localización de sus actividades.
Para más información sobre la estrategia, la asignación de capital prevista a futuro y los riesgos y oportunidades de la
descarbonización véase el apartado 7.2.1 Cambio Climático del Informe de gestión consolidado 2023 que se prepara
siguiendo las recomendaciones del Task Force on Climate-Related Financial Disclosures (TCFD) 19 a las que Repsol se ha
adherido de manera voluntaria.
A continuación se describen las principales estimaciones y juicios contables realizados para la elaboración de los estados
financieros consolidados que guardan una más estrecha relación con los efectos del cambio climático y la transición
energética.
Valor recuperable de los activos.
De acuerdo con las NIIF, los estados financieros de Repsol se basan en suposiciones razonables y sustentables que
representan la mejor estimación actual de los Administradores sobre el rango de condiciones económicas que pueden existir
en el futuro previsible en relación con el cambio climático y la transición energética (ver 4.5.1).
Tanto las sendas de precios como las hipótesis de demanda, etc. utilizadas para la valoración de los activos en el test de
deterioro tienen en cuenta los compromisos de descarbonización de la economía y, por tanto, asumen la restricción de uso
de combustibles fósiles y el desarrollo de tecnologías alternativas, que impulsan la transición energética y que supondrán una
reducción de la demanda de productos de hidrocarburos a medio y largo plazo. En concreto, las hipótesis consideradas por
Repsol contemplan escenarios de transición energética, impulsados por las políticas de descarbonización, que están
alineados con los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero del Acuerdo de París. Como se ha
dicho, la estrategia de la Compañía en estos escenarios se orienta al objetivo "cero emisiones netas" en 2050 (ver apartado
7.2.1 del Informe de gestión del Grupo).
En cualquier caso, es previsible que la transición energética traiga consigo volatilidad e incertidumbre sobre la evolución de
los precios y la demanda de las materias primas a lo largo de las próximas décadas. Algunas sendas de precios elaboradas
por terceros prevén un precio estructural de las materias primas más bajo durante el período de transición, mientras que
otras sendas prevén unos precios estructurales más elevados como resultado de variaciones tanto en la oferta como en la
demanda. Por este motivo, en el apartado 7.2.1.2. del Informe de gestión consolidado 2023, se incluye un análisis que evalúa
la resiliencia de la Compañía, así como su capacidad para alcanzar sus objetivos de cero emisiones netas en 2050, en
distintos escenarios de descarbonización a largo plazo (2030-2050). Con ello se da respuesta a las recomendaciones del
TCFD: “Describir la resiliencia de la estrategia de la organización, teniendo en cuenta los diferentes escenarios relacionados con el
clima, como un escenario con 2 o C o inferior”.
Adicionalmente, atendiendo a las demandas de algunos usuarios de información, en la Nota 20.2 se informa de los impactos
adicionales que resultarían del test de deterioro si se utilizara el escenario NZE de la Agencia Internacional de Energía
publicado en su informe World Energy Outlook 2023 20. En este escenario, el deterioro adicional no superaría el 9% del valor
contable del total de los activos del Grupo -sin tener en cuenta las posibles adaptaciones de los planes operativos que
permitirían mitigar el impacto negativo de dicho escenario-.

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Cuentas Anuales 2023 | 19 | Grupo Repsol

18 Los riesgos transicionales pueden ser regulatorios y legales, tecnológicos, de mercado y reputacionales. En relación a la regulación relacionada con el
cambio climático y la descarbonización de la economía véase el Anexo III. Los riesgos físicos se refieren a inundaciones o sequías, incendios forestales,
tormentas tropicales,.... Para más información de los riesgos transicionales y físicos véase el apartado 7.2.1.3 del Informe de Gestión 2023.
19 Los ministros de Finanzas y los Gobernadores de bancos centrales del G-20 pidieron al Consejo de Estabilidad Financiera (FSB por sus siglas en inglés)
que revisaran cómo el sector financiero se podía hacer cargo de los problemas relacionados con el clima. El Consejo de Estabilidad Financiera estableció
un grupo de trabajo sobre divulgación de información financiera relacionada con el clima (Task Force) que ha elaborado unas recomendaciones cuyos
elementos centrales son: gobernanza, estrategia, gestión de riesgos y métricas y objetivos. Más información en https://www.fsb-tcfd.org.
20 El escenario NZE de la IEA no pretende simular una demanda de hidrocarburos basada en factores de mercado, y por ello el escenario de precios que
propone no incluye, a efectos de la valoración de activos, una evolución realista de los precios o la demanda. Describe un futuro pre-especificado,
presentando una imagen del mundo alcanzable (o evitable) solo a través de ciertas acciones, por lo que el escenario se convierte en un argumento para
tomar esas acciones.
Los activos del Grupo con mayor exposición al cambio climático son:
– Las actividades de Exploración y Producción, en las que el Grupo ha reducido su exposición significativamente en los
últimos años. El capital empleado en este segmento de negocio ha descendido desde los 21.515 millones de euros en
diciembre de 2018 hasta los 12.716 millones de euros al 31 de diciembre de 2023 (un -41%). La reducción se explica por
las desinversiones en activos no prioritarios, por el progresivo descenso del esfuerzo inversor en exploración y por los
importantes deterioros reconocidos, destacando los de 2019 (aproximadamente 6.000 millones de euros como
consecuencia, principalmente, de la evolución de las expectativas de precios de crudo y gas en escenarios de transición
energética y descarbonización consistentes con los objetivos del Acuerdo de París). Por otra parte, hay que considerar
que la mayor parte de las reservas de hidrocarburos que posee el Grupo son de gas (64%), combustible necesario para
facilitar la transición energética. La valoración de los activos del E&P considera escenarios de reducción de demanda y
precios, con flujos de caja que asumen que los activos que están actualmente en producción generan el 95% de sus
flujos no más tarde de 2040.
– El negocio de Refino en España podría verse afectado por las medidas regulatorias derivadas de políticas de
descarbonización o por una caída de la demanda de combustibles fósiles más acelerada, sobre todo a partir de 2030.
Asumiendo escenarios de transición energética más acelerada en Europa, durante 2022 el negocio de Refino revisó a la
baja sus expectativas a medio y largo plazo como consecuencia de las nuevas medidas europeas para acelerar la
transición energética, las medidas fiscales aprobadas y el impacto negativo (más allá del corto plazo) de las dinámicas
de mercado impulsadas por la guerra de Ucrania. Como ya se ha indicado, para la valoración de los actuales activos de
refino se ha previsto una caída en la destilación de combustibles fósiles de un 80% en 2040, lo que conlleva una
reducción de inversiones en activos tradicionales de refino de petróleo. En línea con la estrategia de Repsol, las plantas
de refino se están transformando en plantas multienergéticas que producirán productos energéticos con bajas
emisiones de carbono, incluidos los combustibles renovables y el hidrógeno y materias primas para el negocio de
productos químicos y lubricantes.
– Los negocios de Movilidad también podrían verse afectados por la reducción del consumo de combustibles fósiles. En
este sentido, para los negocios en España (cuyos principales activos son las estaciones de servicio de carburantes) solo
se han considerado proyecciones de flujos de caja para los próximos diez años, sin necesidad de registrar ningún
deterioro.
Vidas útiles del inmovilizado.
La transición energética y el ritmo al que progresa pueden impactar en la vida útil restante de ciertos activos.
Los activos asignados al segmento Exploración y Producción (ver Notas 11 y 12) son amortizados generalmente usando una
metodología de unidad de producción, donde la amortización depende de la relación entre la producción (ver Nota 4.4.4) y
las reservas que se espera producir sin realizar inversiones adicionales. La producción esperada y el cálculo de las reservas
tienen en cuenta los impactos de la demanda y precios futuros derivados de la descarbonización. Se estima que el 45% de
dicha producción esperada se haya extraído en 2030 y el 82% en 2040.
En relación con los activos amortizables existentes en la península ibérica en los complejos industriales de refino (asociados
a la producción de combustibles producidos a partir de hidrocarburos) y petroquímicos, se estima que más del 90% del valor
contable de los activos actuales estarían totalmente amortizados contablemente en 2040. En 2022 se revisó la vida útil de
aquellas unidades de las plantas de refino en España más afectadas por la transición energética, adelantando la fecha prevista
para el inicio de su desmantelamiento. Este cambio de vidas útiles no tuvo un impacto relevante por amortización en la
cuenta de pérdidas y ganancias del Grupo.
En relación con los activos del negocio de Movilidad de la península Ibérica (ver Notas 11 y 12), se estima que más del 90%
del valor contable de los activos amortizables actuales estaría totalmente amortizado en 2040.
Provisiones por desmantelamiento.
La valoración de las provisiones de desmantelamiento (tanto en el registro inicial del valor actual de los costes futuros
estimados como en el registro de los ajustes posteriores para reflejar el paso del tiempo) está sujeta a cambios en las
hipótesis inicialmente utilizadas como consecuencia de avances tecnológicos, cambios regulatorios, factores económicos,
políticos y de seguridad medioambiental, variaciones en el calendario o en las condiciones de las operaciones, etc. La
transición energética puede adelantar el desmantelamiento de los activos actuales de los segmentos Exploración y
Producción e Industrial. A efectos del cálculo de las provisiones correspondientes, se considera que la mayoría de estos
activos comiencen a desmantelarse en las próximas dos décadas. El riesgo del calendario de las actividades de
desmantelamiento y restauración para los ámbitos de Exploración y Producción e Industrial es limitado gracias a los planes
de producción previstos.

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Cuentas Anuales 2023 | 20 | Grupo Repsol

El calendario de las actividades de desmantelamiento y restauración también queda reflejado en la tasa de descuento, en
consonancia con la vida útil media restante de dichos activos. Para más información véase la Nota 15.1.
A 31 de diciembre de 2023 las provisiones de desmantelamiento de activos ascienden a 3.866 millones de euros,
principalmente por activos en Reino Unido, Noruega y España. Se estima que aproximadamente el 25% de los desembolsos
asociados al desmantelamiento se hayan materializado en los próximos 5 años y aproximadamente el 92% en 2050.
Derechos de emisión de CO2.
En 2003 se estableció el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea (EU ETS por sus siglas en
inglés) a través de la Directiva 2003/87/CE, que fijó sus normas básicas. La aplicación del EU ETS se ha llevado a cabo a
través de varias fases; actualmente se está aplicando la fase IV (2021-2030), que tras los cambios acordados por Comisión,
Parlamento y Consejo con motivo de la aplicación del paquete “Fit for 55” ha pasado de una reducción del 43% al 62% en
2030 respecto a 2005 para los sectores cubiertos por este régimen. Esto se traduce en una reducción del número global de
derechos de emisión a un ritmo anual de un 2,2% en el periodo 2021-23, del 4,3% en 2024-27 y del 4,4% en 2028-30.
En 2023, a las sociedades del Grupo se les han asignado derechos de CO2 gratuitos equivalentes a 7,6 millones de toneladas
de CO2. El gasto neto por emisiones de CO2 en 2023 ha ascendido a 381 millones de euro (principalmente por las emisiones
de CO2 de los complejos industriales en España). Para más información de detalle sobre el registro y valoración de los
derechos de CO2, véase las Notas 15.1. y 16.
La senda de precios de los derechos de emisión de CO2 para el cálculo del valor recuperable de los activos (ver Nota 20) se
revisó al alza en 2022, con un incremento significativo respecto a 2021 como consecuencia, principalmente, de los objetivos
más ambiciosos de descarbonización fijados por la Unión Europea (hasta el 55% -Fit for 55-, ver Anexo III). En 2023 se ha
revisado al alza respecto a la de 2022, en torno a 15 dólares tonelada, por la propia evolución del mercado.
Impuestos diferidos.
La valoración de la recuperabilidad de los activos por impuesto diferido (3.899 millones de euros, véase Nota 22) se realiza
con los mismos escenarios e hipótesis utilizados para el cálculo del valor recuperable de los activos (ver 4.5.1) y por tanto
contemplan los procesos de descarbonización y transición energética. Se esperan flujos de efectivo suficientes para la
recuperación de los activos por impuestos diferidos reconocidos a 31 de diciembre de 2023 (ver Nota 22).
Contratos onerosos.
El cierre o terminación anticipada de ciertos activos o actividades puede convertir alguno de los contratos de suministro en
contratos onerosos. Al 31 de diciembre de 2023 las provisiones de contratos onerosos no son significativas para el Grupo (ver
Nota 15.1).
Litigios.
En el curso normal de los negocios del Grupo, las entidades están sujetas a procedimientos legales y regulatorios que surgen
de las leyes actuales y pasadas, incluidos los asuntos relacionados con cuestiones medioambientales. Al 31 de diciembre de
2023 Repsol no tiene reconocidas provisiones en los estados financieros del Grupo por litigios relacionados con el cambio
climático (ver Nota 15).

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Cuentas Anuales 2023 | 21 | Grupo Repsol

ESTRUCTURA DE CAPITAL Y RECURSOS FINANCIEROS

(5) Estructura financiera
Repsol asume una política financiera prudente con el objetivo de mantener la calificación crediticia actual (para más
información véase el apartado 2.5 del Informe de Gestión consolidado 2023).
La determinación de la estructura financiera objetivo tiene en cuenta una ratio de apalancamiento que garantice la solidez
financiera del Grupo, definida como relación entre la Deuda neta 21 y el Capital empleado 22. Ambas magnitudes son, a estos
efectos, calculadas de acuerdo al modelo de reporting del Grupo descrito en la Nota 3.2 y la conciliación de estas magnitudes
con las establecidas en NIIF-UE y utilizadas para la elaboración de los estados financieros de las presentes Cuentas Anuales
consolidadas se puede encontrar en el Anexo I y en el Anexo II del Informe de gestión consolidado 2023 (www.repsol.com). El
cálculo de las citadas ratios a 31 de diciembre de 2023 y 2022, se desglosa a continuación:

Estructura financiera | Millones de euros
| 2023 | 2022
Patrimonio neto | 29.070 | 25.973
Deuda financiera neta (1) | 2.096 | 2.256
Capital empleado (1) | 31.166 | 28.229
Ratio de Apalancamiento (%) | 6,7 | 8,0

(1) Medida Alternativa de Rendimiento.
Para más información véase el apartado 4.3 Situación financiera del Informe de Gestión consolidado 2023.
(6) Patrimonio Neto

Patrimonio Neto | Millones de euros
| 2023 | 2022
Fondos propios: | 26.150 | 24.611
Capital social | 1.217 | 1.327
Prima de emisión y reservas: | 19.485 | 16.750
Prima de emisión | 4.038 | 4.038
Reserva legal (1) | 314 | 314
Resultados de ejercicios anteriores y otras reservas (2) | 15.163 | 12.431
Dividendo y remuneraciones a cuenta | (30) | (33)
Acciones y participaciones en patrimonio propias | (8) | (3)
Resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante | 3.168 | 4.251
Otros instrumentos de patrimonio | 2.288 | 2.286
Otro resultado global acumulado: | 47 | 683
Instrumentos de patrimonio con cambios en otro resultado global | (22) | (15)
Operaciones de cobertura | 40 | (144)
Diferencias de conversión | 29 | 842
Intereses minoritarios | 2.873 | 679
TOTAL PATRIMONIO NETO | 29.070 | 25.973

(1) De acuerdo con la Ley de Sociedades de Capital, debe destinarse una cifra igual al 10% del beneficio del ejercicio de la sociedad dominante a la reserva
legal hasta que ésta alcance al menos el 20% del capital social. La reserva legal podrá utilizarse para aumentar el capital en la parte de su saldo que exceda
el 10% del capital ya aumentado. Salvo para la finalidad mencionada anteriormente, y mientras no supere el 20% del capital social, esta reserva sólo podrá
destinarse a la compensación de pérdidas y siempre que no existan otras reservas disponibles suficientes para este fin.
(2) Incluye: (i) el traspaso del resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante del ejercicio 2022, (ii) una reserva por capital amortizado por importe de
590 millones de euros (480 millones de euros en 2022), que equivale al valor nominal de las acciones amortizadas en las reducciones de capital (ver 6.3) y
(iii) los resultados de las operaciones de venta sin pérdida de control (ver Nota 6.5).

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Cuentas Anuales 2023 | 22 | Grupo Repsol

21 Las ratios utilizan el concepto de Deuda financiera neta, y no bruta, para tener en cuenta las inversiones financieras.
22 Corresponde a la suma de la Deuda financiera neta más el Patrimonio neto.
6.1 Capital social
El capital social a 31 de diciembre de 2023 y 2022 estaba representado por 1.217.396.053 23 y 1.327.396.053 acciones de 1 euro
de valor nominal cada una, respectivamente, totalmente suscritas y desembolsadas, representadas por anotaciones en cuenta
y admitidas a cotización oficial en el mercado continuo de las Bolsas de Valores españolas.
Según la última información disponible, los accionistas significativos de la sociedad de Repsol son:

Accionistas significativos | % Derechos de voto atribuidos a las acciones | % Derechos de voto a través de instrumentos financieros | % Total derechos de voto
Directo | Indirecto
BlackRock, Inc. (1) | — | 5,306 | 0,169 | 5,475
Norges Bank | 5,417 | — | — | 5,417
Millennium Group Management LLC. | — | — | 2,003 | 2,003

(1) BlackRock, Inc. ostenta su participación a través de diversas entidades controladas.
A 31 de diciembre de 2023 Repsol, S.A. tiene acciones admitidas a cotización en los siguientes mercados:

Nº de acciones cotizadas |  | % capital social que cotiza |  |  |  | Valor de cierre |  | Media último trimestre |  | Moneda
|  | Bolsas (1) |  |  |
1.217.396.053 |  | 100% |  | Bolsas de valores españolas (Madrid, Barcelona, Bilbao, Valencia) |  | 13,450 |  | 14,056 |  | euros
|  | OTCQX |  | 14,850 |  | 15,110 |  | dólares

Nota: Para más información en relación con la acción de Repsol véase el apartado 4.4. del Informe de gestión consolidado 2023.
(1) No incluye bolsas, mercados o plataformas multilaterales de negociación en las que las acciones se puedan negociar sin solicitud por parte del Grupo.
Para más información sobre el precio de la acción véase el apartado 4.4 del Informe de gestión consolidado 2023.
6.2 Acciones y participaciones en patrimonio propias
Las principales operaciones con acciones propias 24 efectuadas por el Grupo Repsol han sido las siguientes:

Acciones y participaciones en patrimonio propias |  | 2023 |  | 2022
Millones de euros (importe) |  | Nº Acciones |  | Importe |  | % capital |  | Nº Acciones |  | Importe |  | % capital
Saldo al inicio del ejercicio |  | 225.565 |  | 3 |  | 0,02% |  | 64.110.571 |  | 641 |  | 4,20%
Compras en mercado (1) |  | 146.655.088 |  | 2.107 |  | 12,05% |  | 148.084.074 |  | 1.990 |  | 11,16%
Ventas en mercado (1) |  | (36.301.956) |  | (541) |  | 2,98% |  | (11.969.080) |  | (161) |  | 0,90%
Reducción de capital |  | (110.000.000) |  | (1.561) |  | 9,04% |  | (200.000.000) |  | (2.467) |  | 15,07%
Saldo al cierre del ejercicio |  | 578.697 |  | 8 |  | 0,05% |  | 225.565 |  | 3 |  | 0,02%

(1) En 2023 y 2022 “Compras mercado” incluye las compras realizadas al amparo de los Programas de Recompra de acciones propias para su amortización
(un total de 85 millones de acciones en 2023 y 106 millones de acciones en 2022). También en 2023 y 2022 “Compras mercado” y “Ventas Mercado”
incluyen las acciones adquiridas y entregadas en el marco del Plan de Adquisición de Acciones y de los Planes de compra de acciones por los beneficiarios
de los programas de retribución variable plurianual (en 2023 se han entregado 1.301.956 acciones de acuerdo con lo establecido en cada uno de los planes
descritos en la Nota 27.4), así como otras transacciones en el marco de la operativa discrecional de autocartera descrita en el Reglamento Interno de
Conducta del Grupo Repsol en el ámbito del mercado de valores.
Adicionalmente, a 31 de diciembre de 2023, la sociedad mantiene derivados sobre acciones propias (ver Nota 9).

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Cuentas Anuales 2023 | 23 | Grupo Repsol

23 Capital social tras la ejecución en diciembre de la reducción de capital mediante amortización de 110 millones de acciones propias.
24 La Junta General Ordinaria de Accionistas, en sus reuniones celebradas el 11 de mayo de 2018 y el 6 de mayo de 2022, autorizó al Consejo de
Administración para la adquisición derivativa de acciones de Repsol, directamente o a través de sociedades dependientes, hasta un número máximo de
acciones que, sumado al de las que ya posea Repsol y cualesquiera de sus sociedades dependientes, no exceda del 10% del capital de la Sociedad y por un
precio o valor de contraprestación que no podrá ser inferior al valor nominal de las acciones ni superar su cotización en Bolsa. La autorización vigente
(conferida por la Junta General Ordinaria de Accionistas de 6 de mayo de 2022) se otorgó por un plazo de 5 años, contados a partir de la fecha de la Junta
General, y dejó sin efecto, en la parte no utilizada, la autorización acordada por la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 11 de mayo de 2018.
6.3 Dividendos, retribución al accionista y reducciones de capital
La retribución en efectivo a los accionistas de Repsol, S.A. durante 2023 ha ascendido a 0,70 euros brutos por acción:
– En enero se ha pagado una retribución en efectivo de 0,35 euros brutos por acción, correspondientes a: (i) un dividendo
de 0,325 euros brutos por acción con cargo a reservas voluntarias procedentes de beneficios no distribuidos; y (ii) un
dividendo de 0,025 euros brutos por acción con cargo a resultados de 2022. El importe pagado ha ascendido a 454 25
millones de euros.
– En julio se ha pagado un dividendo complementario en efectivo de 0,35 euros brutos por acción con cargo a los
resultados del ejercicio 2022, por importe total de 447 25 millones de euros.
Adicionalmente, se han ejecutado dos reducciones de capital mediante la amortización de 110 millones de acciones propias:
– En junio, se ha ejecutado la reducción de capital aprobada por la Junta General Ordinaria de Accionistas 2023, dentro
del punto séptimo del orden del día, mediante la amortización de 50 millones de acciones propias de 1 euro de valor
nominal cada una.
– En diciembre, se ha ejecutado la reducción de capital acordada por el Consejo de Administración de 26 de julio de 2023,
al amparo del acuerdo aprobado por la Junta General Ordinaria de Accionistas 2023 dentro del punto octavo del orden
del día, mediante la amortización de 60 millones de acciones propias de 1 euro de valor nominal cada una.
Durante 2022 la retribución en efectivo al accionista ascendió a 0,63 euros por acción.
Remuneración al accionista en 2024
El 11 de enero de 2024 se ha pagado a los accionistas un total de 0,4 euros brutos por acción, correspondientes a: (i) la
cantidad de 0,375 euros brutos por acción con cargo a reservas voluntarias procedentes de beneficios no distribuidos
(aprobado por la Junta General Ordinaria de Accionistas 2023, dentro del punto sexto del orden del día) y (ii) la cantidad de
0,025 euros brutos por acción, en concepto de dividendo a cuenta de los resultados del ejercicio 2023 (aprobado
formalmente por el Consejo de Administración de 20 de diciembre de 2023). El importe total pagado ha ascendido a 487 25
millones de euros, registrado a 31 de diciembre de 2023 en el epígrafe "Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar" del
balance de situación.
A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales, el Consejo de Administración de la Sociedad ha acordado proponer a la
próxima Junta General Ordinaria de Accionistas el pago en 2024 de una retribución complementaria a los accionistas con
cargo a los resultados del ejercicio 2023 (adicional a la pagada en enero de 2024) de 0,5 euros brutos por acción que está
previsto tenga lugar el 8 de julio de 2024. Adicionalmente, ha acordado implementar un programa de recompra de acciones
propias por un máximo de 35 millones de acciones y proponer a la próxima Junta General Ordinaria de Accionistas una
reducción de capital mediante la amortización de 40 millones de acciones propias de un euro de valor nominal cada una.

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Cuentas Anuales 2023 | 24 | Grupo Repsol

25 Retribución pagada a las acciones en circulación de Repsol, S.A. con derecho a percibir el dividendo.
6.4 Otros instrumentos de patrimonio 26
El Grupo tiene emisiones vivas de bonos subordinados, cuyo importe nominal total a 31 de diciembre de 2023 asciende a
2.250 millones de euros, que se han reconocido en el epígrafe "Otros instrumentos de patrimonio", por considerar que no
cumplen las condiciones para su consideración contable como pasivo financiero, dado que su amortización y el pago de
cupones quedan a discreción de Repsol. El gasto financiero neto de impuestos por el cupón de los bonos subordinados se ha
registrado en el epígrafe “Resultados de ejercicios anteriores y otras reservas” por importe de -60 millones de euros (-60
millones de euros en 2022).
El detalle de estas emisiones de bonos subordinadas es el siguiente:
– Repsol International Finance, B.V. (“RIF”) emitió en 2021 una serie de bonos subordinados garantizados por Repsol,
S.A. por un importe total de 750 millones de euros, de carácter perpetuo o sin fecha de vencimiento, amortizables a
instancia del emisor a partir del sexto año, o en determinados supuestos previstos en los términos y condiciones. Los
bonos han sido colocados entre inversores cualificados y cotizan en la Bolsa de Luxemburgo. Sus principales
características son las siguientes:

ISIN | XS2320533131
Importe | 750 millones de euros
Primera opción de amortización | 22/12/2026 - 22/03/2027
Interés (pagadero anualmente) | 2,5% hasta 22/03/2027, y a partir de esa fecha el tipo swap a 5 años aplicable más un diferencial adicional según los términos y condiciones de los bonos.

– RIF emitió en 2020 dos series de bonos subordinados garantizados por Repsol, S.A. por un importe total de 1.500
millones de euros, de carácter perpetuo o sin fecha de vencimiento, amortizables a instancia del emisor a partir del
sexto y octavo año, respectivamente, o en determinados supuestos previstos en los términos y condiciones. Los bonos
se colocaron entre inversores cualificados y cotizan en la Bolsa de Luxemburgo y sus principales características son las
siguientes:

| Serie 1 | Serie 2
ISIN | XS2185997884 | XS2186001314
Importe | 750 millones de euros | 750 millones de euros
Primera opción de amortización | 11/03/2026-11/06/2026 | 11/09/2028-11/12/2028
Interés (pagadero anualmente) | 3,750% hasta 11/06/2026, y a partir de esa fecha el tipo swap a 5 años aplicable más un diferencial adicional según los términos y condiciones de los bonos. | 4,247% hasta el 11/12/2028, y a partir de esa fecha el tipo swap a 5 años aplicable más un diferencial adicional según los términos y condiciones de los bonos.

De acuerdo con los términos y condiciones de las emisiones, el emisor puede diferir los pagos de cupones, sin que ello
suponga una causa de incumplimiento. Los cupones así diferidos serán acumulativos y deberán ser abonados en ciertos
supuestos definidos en los términos y condiciones de las emisiones (folletos informativos disponibles en www.repsol.com).
6.5 Intereses minoritarios
En marzo de 2023 se ha completado la venta de una participación del 25% del negocio de Exploración y Producción a través
de Repsol E&P S.a.r.l. al grupo EIG Global Energy Partners por un precio de las acciones de 3.350 millones de dólares. En el
periodo se han cobrado 1.852 millones de euros (ver Nota 3.4) y reconocido los importes pendientes a cobrar durante los
próximos tres años (ver Nota 8 Activos financieros). El impacto que esta operación ha tenido en en el Patrimonio Neto del
Grupo ha ascendido a 1.648 millones de euros en el epígrafe de "Intereses minoritarios" y 887 millones de euros "Reservas de
ejercicios anteriores y otras reservas".

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Cuentas Anuales 2023 | 25 | Grupo Repsol

26 Los bonos subordinados perpetuos no contiene cláusulas de vencimiento anticipado, con excepción de los supuestos de disolución o liquidación.
El Patrimonio neto atribuido a los intereses minoritarios a 31 de diciembre de 2023 y 2022 corresponde fundamentalmente a
las sociedades o subgrupos de sociedades que se detallan a continuación:

Intereses minoritarios |  |  |  |  |
Millones de euros | Subgrupo Repsol E&P S.a.r.l. | Subgrupo Repsol Renovables, S.A. | Petronor, S.A. | Resto | Total
Saldo a 31 diciembre 2021 |  | 178 | 175 | 27 | 380
Dividendos distribuidos | — | (33) | (29) | (4) | (66)
Resultado del ejercicio | — | 13 | 76 | 5 | 94
(Inversiones)/Desinversiones (1) | — | 294 | — | 5 | 299
Otros movimientos | — | (29) | (2) | 2 | (28)
Saldo a 31 diciembre 2022 | — | 423 | 220 | 35 | 679
Dividendos distribuidos | (53) | (27) | (4) | (5) | (89)
Resultado del ejercicio (2) | 47 | 20 | 41 | 8 | 116
(Inversiones)/Desinversiones (1) | 1.648 | 247 | — | (4) | 1.891
Otros movimientos (3) | (59) | 336 | — | (1) | 276
Saldo a 31 diciembre 2023 | 1.583 | 999 | 257 | 33 | 2.873

Nota. En Repsol E&P S.a.r.l. el socio minoritario es EIG, que a 31 de diciembre de 2023 participa en un 25%. En Repsol Renovables S.A. los socios
minoritarios son Crédit Agricole Assurances y Energy Infrastructure Partners que participan conjuntamente en un 25% (adicionalmente se han vendido,
conforme a la política de rotación de activos, el 49% de participación en distintas carteras de activos en España a Pontegadea y al grupo The Renewables
Infrastructure Group -TRIG-). En Petronor S.A el socio minoritario es Kutxabank (a través de la sociedad Kartera-1, S.L.), que participa en un 14,02%. Para
información adicional de las sociedades del Grupo veáse el Anexo IIA.
(1) Incluye, en 2023, los intereses minoritarios: (i) por el valor neto contable del 25% de los activos del negocio de Exploración y Producción tras su venta a
EIG y (ii) la venta del 49% de una cartera de activos renovables en España a Pontegadea por 363 millones de euros (que ha tenido un impacto en "Reservas
de ejercicios anteriores y otras reservas" de 32 millones de euros). En 2022, en Repsol Renovables, S.A.. incluía los intereses minoritarios derivados de (i) la
venta del 25% de Repsol Renovables, S.A. (ver Nota 3.4), (ii) la venta del 49% de la participación del parque fotovoltaico de Valdesolar al grupo The
Renewables Infrastructure Group (TRIG) y (iii) la venta del 49% del complejo fotovoltaico Kappa a Pontegadea.
(2) En el subgrupo Repsol E&P S.a.r.l., los resultados se atribuyen a minoritarios a partir de la fecha efectiva de la venta. En el Subgrupo Repsol Renovables,
S.A. incluye los minoritarios por las operaciones de rotación de activos.
(3) Incluye, en 2023, en subgrupo Repsol Renovables, S.A., las aportaciones de capital realizadas por el socio Janus Renewables, S.L. por importe de 292
millones de euros.
Las partidas más relevantes del Balance de situación y Cuenta de pérdidas y ganancias relativas a las sociedades con
participación de intereses minoritarios que han servido de base para la elaboración de estos estados financieros
consolidados, es decir, previas a las eliminaciones intercompañías, son las siguientes:

Balance y cuenta de pérdidas y ganancias resumidas (al 100%, antes de eliminaciones) | 2023
Millones de euros | Subgrupo Repsol E&P S.a.r.l. | Subgrupo Repsol Renovables, S.A. | Petronor, S.A.
Activo no corriente | 18.097 | 4.569 | 1.126
Activo corriente | 2.095 | 943 | 1.721
Total Activo | 20.192 | 5.522 | 2.847
Minoritarios |  | 475 |
Pasivo no corriente | 11.287 | 1.968 | 76
Pasivo corriente | 2.549 | 960 | 958
Total Pasivo | 13.836 | 3.430 | 1.034
Resultado de explotación | 1.459 | 89 | 291
Resultado antes de impuestos | 1.256 | 56 | 310
Resultado del ejercicio | 405 | 16 | 292

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Cuentas Anuales 2023 | 26 | Grupo Repsol

(7) Recursos financieros
7.1 Pasivos financieros
A continuación, se desglosan los pasivos de naturaleza financiera incluidos en los epígrafes del balance:

Pasivos financieros |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Pasivos financieros no corrientes: |  |  |  |
Pasivos financieros no corrientes |  | 8.350 |  | 10.130
Derivados por operaciones comerciales no corrientes (1) |  | 273 |  | 639
Pasivos financieros corrientes: |  |  |  |
Pasivos financieros corrientes |  | 3.314 |  | 3.546
Derivados por operaciones comerciales corrientes (2) |  | 172 |  | 718
TOTAL |  | 12.109 |  | 15.033

(1) Registrados en el epígrafe “Otros pasivos no corrientes” del balance de situación.
(2) Registrados en el epígrafe “Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar” del balance de situación.
El detalle de los pasivos financieros a 31 de diciembre de 2023 y 2022, es el siguiente:

|  | 31 de diciembre de 2023 y 2022
Detalle pasivos financieros |  | A VR con cambio en resultados |  | A VR con cambios en Otro rtdo global |  | A coste amortizado |  | Total |  | Valor Razonable (5)
Millones de euros |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022
Bonos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 4.807 |  | 5.924 |  | 4.807 |  | 5.924 |  | 4.525 |  | 5.362
Préstamos (1) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 80 |  | 1.258 |  | 80 |  | 1.258 |  | 79 |  | 1.267
Pasivos por arrendamientos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 2.455 |  | 2.404 |  | 2.455 |  | 2.404 |  | n/a |  | n/a
Deudas con entidades de crédito |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 1.006 |  | 544 |  | 1.006 |  | 544 |  | 993 |  | 526
Derivados |  | 40 |  | 332 |  | 235 |  | 307 |  | — |  | — |  | 275 |  | 639 |  | — |  | —
No corrientes |  | 40 |  | 332 |  | 235 |  | 307 |  | 8.348 |  | 10.130 |  | 8.623 |  | 10.769 |  |  |  |
Bonos y ECP (2) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 1.142 |  | 1.892 |  | 1.142 |  | 1.892 |  | 1.120 |  | 1.885
Préstamos (1) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 163 |  | 225 |  | 163 |  | 225 |  | 163 |  | 225
Pasivos por arrendamientos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 516 |  | 519 |  | 516 |  | 519 |  | n/a |  | n/a
Deudas con entidades de crédito |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 393 |  | 593 |  | 393 |  | 593 |  | 392 |  | 593
Derivados |  | 276 |  | 872 |  | 57 |  | 163 |  | — |  | — |  | 333 |  | 1.035 |  | — |  | —
Otros pasivos financieros (3) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 939 |  | — |  | 939 |  | — |  | — |  | —
Corrientes |  | 276 |  | 872 |  | 57 |  | 163 |  | 3.153 |  | 3.229 |  | 3.486 |  | 4.264 |  |  |  |
TOTAL (4) |  | 316 |  | 1.204 |  | 292 |  | 470 |  | 11.501 |  | 13.359 |  | 12.109 |  | 15.033 |  |  |  |

NOTA: En relación con la jerarquía de valor razonable de los pasivos financieros medidos a valor razonable véase el apartado 7.3 de esta Nota.
(1) Incluye aquellos préstamos concedidos por sociedades del Grupo que no se eliminan en el proceso de consolidación. En 2023, incluye la baja del préstamo
otorgado por RRUK en periodos anteriores (ver nota 3 siguiente).
(2) Euro Commercial Paper (ECP).
(3) Incluye fundamentalmente el pasivo financiero reconocido a favor de Sinopec por el acuerdo para resolver el procedimiento arbitral existente (ver Nota
15.2) y por el que Repsol ha adquirido a Sinopec su participación accionarial del 49% en RRUK, pasando a controlar esta compañía (ver Nota 13).
(4) En relación con el riesgo de liquidez, la distribución de la financiación por vencimientos a 31 de diciembre de 2023 y 2022 se informa en la Nota 10.
(5) Los niveles de valor razonable son: (i) Bonos (Nivel 1); (ii) Préstamos (Nivel 2); y (iii) Deudas con entidades de crédito (Nivel 2). Para más información en
relación con las técnicas de valoración y las variables fundamentales utilizadas ver Nota 7.3.
El desglose de la financiación media y su coste por instrumentos es el siguiente:

Financiación media y coste |  | 2023 |  | 2022
Millones de euros |  | Saldo medio |  | Coste medio (1) |  | Saldo medio |  | Coste medio (1)
Bonos |  | 6.537 |  | 1,94% |  | 8.267 |  | 1,53%
Deudas con entidades de crédito |  | 1.429 |  | 4,27% |  | 1.273 |  | 3,66%
Préstamos y otros pasivos financieros |  | 751 |  | 5,23% |  | 1.494 |  | 2,68%
TOTAL |  | 8.718 |  | 2,61% |  | 11.034 |  | 1,93%

NOTA: No incluye pasivos por arrendamientos ni derivados.
(1) El coste medio se calcula como el cociente del gasto por intereses de la financiación y su saldo medio, sin incluir pasivos por arrendamientos ni derivados.

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Cuentas Anuales 2023 | 27 | Grupo Repsol

7.2 Bonos
Principales emisiones, recompras o reembolsos en el ejercicio 2023 27:
Se ha recomprado y cancelado parcialmente el bono subordinado emitido por Repsol International Finance B.V. (RIF) el 23 de
marzo de 2015, con un cupón fijo del 4,5%, por importe nominal recomprado de 274 millones de euros.
Se ha cancelado a su vencimiento el bono emitido por Repsol International Finance B.V. (RIF) el 25 de mayo de 2021 al
amparo del Programa EMTN por importe nominal de 300 millones de euros y un cupón variable referenciado al Euribor 3
meses + 70 puntos básicos.
Detalle de bonos vivos a 31 de diciembre de 2023, todos ellos garantizados por Repsol, S.A.:

ISIN |  | Entidad emisora |  | Fecha de emisión |  | Moneda |  | Nominal (millones) |  | Tipo medio % |  | Vencimiento |  | Cotiza (3)
XS1148073205 (1) |  | Repsol International Finance, B.V. |  | Dic-14 |  | Euro |  | 500 |  | 2,250% |  | Dic-26 |  | LuxSE
XS1207058733 (2) |  | Repsol International Finance, B.V. |  | Mar-15 |  | Euro |  | 726 |  | 4,500% |  | Mar-75 |  | LuxSE
XS1352121724 (1) |  | Repsol International Finance, B.V. |  | Ene-16 |  | Euro |  | 100 |  | 5,375% |  | Ene-31 |  | LuxSE
XS2035620710 (1) |  | Repsol International Finance, B.V. |  | Ago-19 |  | Euro |  | 750 |  | 0,250% |  | Ago-27 |  | LuxSE
XS2156581394 (1) |  | Repsol International Finance, B.V. |  | Abr-20 |  | Euro |  | 750 |  | 2,000% |  | Dic-25 |  | LuxSE
XS2156583259 (1) |  | Repsol International Finance, B.V. |  | Abr-20 |  | Euro |  | 750 |  | 2,625% |  | Abr-30 |  | LuxSE
XS2241090088 (1) |  | Repsol International Finance, B.V. |  | Oct-20 |  | Euro |  | 850 |  | 0,125% |  | Oct-24 |  | LuxSE
XS2361358299 (1) (4) |  | Repsol Europe Finance, S.à.r.l. |  | Jul-21 |  | Euro |  | 650 |  | 0,375% |  | Jul-29 |  | LuxSE
XS2361358539 (1) (5) |  | Repsol Europe Finance, S.à.r.l. |  | Jul-21 |  | Euro |  | 600 |  | 0,875% |  | Jul-33 |  | LuxSE

Nota: No incluye los bonos subordinados perpetuos, que califican como instrumentos de patrimonio emitidos por RIF en junio de 2020 y marzo de 2021 por
un importe vivo nominal a 31 de diciembre de 2023 de 1.500 y 750 millones de euros, respectivamente (ver Nota 6.4).
(1) Emisiones realizadas al amparo del Programa EMTN garantizado por Repsol, S.A. y de importe máximo de 13.000 millones de euros.
(2) Bono subordinado (no corresponde a ningún programa abierto o de emisión continua de deuda) con cupón revisable el 25 de marzo de 2025 y el 25 de
marzo de 2045.
(3) LuxSE (Luxembourg Stock Exchange). No se consideran sistemas multilaterales de negociación u otros centros de negociación o mercados no oficiales
OTC (over-the-counter).
(4) Bono ligado a un objetivo de reducción del 12% del Indicador de intensidad de carbono (Carbon Intensity Indicator- CII) para 2025. En el caso en el que el
Grupo no lograra cumplir estos objetivos, el cupón de los Bonos se incrementaría en 0,25% (a pagar en 2027, 2028 y 2029).
(5) Bono ligado a un objetivo de reducción del 25% del CII para 2030. En el caso en el que el Grupo no lograra cumplir estos objetivos, el cupón de los Bonos
se incrementaría en 0,375% (a pagar en 2032 y 2033. Para el seguimiento de la evolución del CII véase el apartado 7.2.1 Transición energética y cambio
climático del Informe de Gestión consolidado 2023 y el informe de verificación del CII (disponible en www.repsol.com).
En 2023, Repsol Europe Finance, S.à.r.l. (REF) mantiene un Programa Euro Commercial Paper (ECP), garantizado por Repsol,
S.A., por importe máximo de 3.000 millones de euros. Al amparo de este programa se han realizado diversas emisiones y
cancelaciones a lo largo del periodo, siendo el nominal vivo a 31 de diciembre de 2023 de 246 millones de euros (1.532
millones de euros a 31 de diciembre de 2022) que fueron emitidos por REF al amparo del Programa que mantenía vigente a
dicha fecha.
Marco de finanzas sostenibles
Repsol cuenta con un marco de finanzas sostenibles (o “Framework”, disponible en www.repsol.com). Este marco incorpora
tanto instrumentos destinados a la financiación de proyectos específicos (verdes y de transición), como instrumentos
vinculados a compromisos sostenibles de Compañía (Sustainability-Linked Bonds o SLB, en sus siglas en inglés). Para más
información véase el apartado 4.3 del Informe de gestión consolidado 2023.
Condiciones y obligaciones financieras de la deuda
En general, la deuda financiera incorpora cláusulas de vencimiento anticipado de uso general en contratos de esta naturaleza:
– Las emisiones de bonos, representativas de deuda ordinaria, realizadas por RIF y REF con la garantía de Repsol, S.A.,
por un importe nominal de 4.950 millones de euros, contienen ciertas cláusulas de aceleración o de vencimiento
anticipado de la deuda (entre otras, vencimiento o incumplimiento cruzado - “cross acceleration” o “cross-default” -
aplicables al emisor y al garante) y el compromiso de no constituir sobre los activos del emisor y del garante
gravámenes en garantía de futuras emisiones de títulos representativos de deuda. En caso de incumplimiento de los
términos y condiciones de las emisiones, el banco depositario-fiduciario (“Trustee”) a su sola discreción o a instancia de
los tenedores de, al menos, una quinta parte de la serie de bonos afectada o con base en una resolución extraordinaria,

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 28 | Grupo Repsol

27 Principales emisiones, recompras o reembolsos del ejercicio 2022: (i) en mayo RIF canceló a su vencimiento el bono emitido por un nominal de 500
millones de euros y cupón fijo anual del 0,500%, (ii) entre los meses de mayo y junio se recompraron y cancelaron la totalidad de los bonos emitidos por
Repsol Oil & Gas Canadá, Inc. (ROGCI) pendientes de vencimiento con un importe nominal total de 412 millones de dólares.
puede declarar el vencimiento anticipado de los bonos. Adicionalmente, los tenedores de estos bonos pueden instar su
amortización si, como consecuencia de un cambio de control de Repsol, S.A., la calificación crediticia de Repsol quedara
situada por debajo del grado de inversión.
– El bono subordinado emitido por RIF con la garantía de Repsol, S.A. en marzo de 2015 por importe nominal total de
1.000 millones de euros (cuyo saldo a 31 de diciembre de 2023 asciende a 726 millones de euros), no contiene cláusulas
de vencimiento anticipado, con excepción de los supuestos de disolución o liquidación. Estas mismas condiciones
aplican a los bonos subordinados emitidos en junio de 2020 y en marzo de 2021 por un importe nominal de 2.250
millones de euros descritos en la Nota 6.4.
A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales consolidadas, el Grupo Repsol no se encuentra en situación de
incumplimiento de ningún tipo de obligación que pudiera dar lugar a una declaración de vencimiento anticipado de sus
compromisos financieros.
A 31 de diciembre de 2023 y 2022 no existen importes garantizados por las sociedades del Grupo en emisiones, recompras o
reembolsos realizados por entidades asociadas, acuerdos conjuntos o sociedades que no formen parte del Grupo.
7.3 Valor razonable de los pasivos financieros

| Valor razonable de los instrumentos financieros |
| Los instrumentos financieros registrados a valor razonable se clasifican, atendiendo a su metodología de cálculo, en tres niveles: Nivel 1: Valoraciones basadas en un precio cotizado en mercado activo para el mismo instrumento y se refieren principalmente a derivados mantenidos para negociar. Nivel 2: Valoraciones basadas en un precio cotizado en mercado activo para activos financieros similares o basadas en otras técnicas de valoración que tienen en cuenta datos observables del mercado. Nivel 3: Valoraciones basadas en determinadas variables que no son directamente observables en el mercado como participaciones financieras o PPAs de electricidad. |
| Las técnicas de valoración utilizadas para los instrumentos financieros clasificados en las jerarquías de nivel 2 y 3 se basan, de acuerdo a la normativa contable, en un enfoque de ingreso, el cual consiste en el descuento de los flujos futuros conocidos o estimados utilizando curvas de descuento construidas a partir de los tipos de interés de referencia en el mercado (en los derivados, se estiman a través de curvas forward implícitas de mercado), incluyendo ajustes por riesgo de crédito en función de la vida de los instrumentos u ajustes de otro tipo (primas de liquidez, factor de apuntamiento, ...). En el caso de las opciones se utilizan modelos de fijación de precios basadas en las fórmulas de Black & Scholes. |
| Las variables fundamentales para la valoración de los instrumentos financieros dependen del tipo de instrumento, pero son fundamentalmente: tipos de cambio (spot y forward), curvas de tipos de interés, curvas de riesgo de contrapartida, precios de commodities (spot y forward) y precios de renta variable, así como la volatilidad de todos los factores anteriormente mencionados. En todos los casos, los datos de mercado se obtienen de agencias de información reconocidas o corresponden a cotizaciones de organismos oficiales. |

La clasificación de los pasivos financieros registrados en los estados financieros, atendiendo a la metodología de cálculo de
su valor razonable, es la siguiente:

Valor razonable (VR) pasivos financieros |  | Nivel 1 |  | Nivel 2 |  | Nivel 3 (1) |  | Total
Millones de euros |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022
A VR con cambios en resultados |  | 61 |  | 366 |  | 237 |  | 461 |  | 18 |  | 377 |  | 316 |  | 1.204
A VR con cambios en otro resultado global |  | 5 |  | 1 |  | 1 |  | 73 |  | 286 |  | 396 |  | 292 |  | 470
TOTAL |  | 66 |  | 367 |  | 238 |  | 534 |  | 304 |  | 773 |  | 608 |  | 1.674

(1) A continuación, se desglosa la conciliación entre los saldos iniciales y finales de aquellos pasivos financieros clasificados como nivel 3:

Millones de euros |  | 2023
Saldo al inicio del ejercicio |  | 773
Ingresos y gastos reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias |  | (359)
Ingresos y gastos reconocidos en patrimonio |  | (110)
Saldo al cierre del ejercicio |  | 304

NOTA: Ninguno de los posibles escenarios previsibles de las variables no observables utilizadas daría como resultado cambios significativos en el valor
razonable de los instrumentos clasificados en la jerarquía de nivel 3.
Durante los ejercicios 2023 y 2022 no se han producido traspasos entre niveles de jerarquía en los instrumentos financieros.
7.4 Deudas con entidades de crédito
Este epígrafe recoge aquellos préstamos otorgados a las compañías del Grupo por diversas entidades de crédito para
financiar proyectos y operaciones, principalmente en España y Perú. Adicionalmente, incluye la disposición de líneas de
financiación a corto plazo otorgadas por entidades de crédito.
En 2023 el Banco Europeo de Inversiones (BEI) ha concedido un préstamo de 120 millones de euros, para apoyar la
construcción y explotación de la planta de biocombustibles avanzados de Cartagena y otro de 575 millones de euros (no
dispuesto a 31 de diciembre de 2023) para el despliegue y puesta en operación en España de parques eólicos y plantas

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 29 | Grupo Repsol

fotovoltaicas con una capacidad total de 1,1 GW. Adicionalmente, el Instituto de Crédito Oficial (ICO) ha concedido un
préstamo por 300 millones de euros ligado a la transformación de nuestras instalaciones industriales.
En 2022 se cancelaron los préstamos (principal e intereses) vinculados a la financiación de la inversión en el proyecto GNL de
Saint John LNG, S.L. en Canadá y los derivados financieros asociados, lo que supuso la baja de deudas con entidades de
crédito por un importe de 586 millones de dólares.
7.5 Pasivos por arrendamientos
Los pasivos reconocidos 28 por las cuotas a pagar por arrendamientos ascienden a 2.971 29 y 2.923 millones de euros a 31 de
diciembre de 2023 y 2022, respectivamente. Los principales contratos corresponden a contratos de transporte de gas en
Norteamérica y a las estaciones de servicio del Grupo en España, Portugal y Perú, que se describen en la Nota 12.
(8) Activos financieros
A continuación, se desglosan los activos corrientes y no corrientes de naturaleza financiera incluidos en los epígrafes del
balance:

Activos Financieros |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Activos no corrientes: |  |  |  |
Activos financieros no corrientes |  | 1.562 |  | 1.437
Derivados por operaciones comerciales no corrientes (1) |  | 99 |  | 73
Activos corrientes: |  |  |  |
Otros activos financieros corrientes (2) |  | 4.491 |  | 3.058
Derivados por operaciones comerciales corrientes (3) |  | 252 |  | 498
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes |  | 4.129 |  | 6.512
TOTAL |  | 10.533 |  | 11.578

(1) Registrados en el epígrafe “Otros activos no corrientes” del balance de situación.
(2) La variación se explica fundamentalmente por la contratación de depósitos durante el periodo.
(3) Registrados en el epígrafe "Deudores comerciales y otras cuentas a cobra r" (ver Nota 17) en “Otros deudores” del balance de situación.
El detalle de los activos a 31 de diciembre de 2023 y 2022, es el siguiente:

Detalle de Activos |  | A Valor Razonable con cambios en resultados |  | A VR con cambios en Otro resultado global |  | A coste amortizado (5) |  | Total
Millones de euros |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022
Instrumentos de patrimonio (1) |  | 26 | 26 |  | 47 | 56 |  | — | — |  | 73 | 82
Derivados |  | 39 | 59 |  | 69 | 18 |  | — | — |  | 108 | 77
Préstamos |  | — | — |  | — | — |  | 752 | 965 |  | 752 | 965
Depósitos a plazo |  | — | — |  | — | — |  | 177 | 355 |  | 177 | 355
Otros activos financieros (2) |  | 29 | 22 |  | — | — |  | 522 | 9 |  | 551 | 31
No corrientes |  | 94 | 107 |  | 116 | 74 |  | 1.451 | 1.329 |  | 1.661 | 1.510
Derivados |  | 116 | 845 |  | 197 | 149 |  | — | — |  | 313 | 994
Préstamos |  | — | — |  | — | — |  | 127 | 67 |  | 127 | 67
Depósitos a plazo |  | — | — |  | — | — |  | 3.882 | 2.480 |  | 3.882 | 2.480
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes (3) |  | 4 | 4 |  | — | — |  | 4.125 | 6.508 |  | 4.129 | 6.512
Otros activos financieros (2) |  | 1 | 1 |  | — | — |  | 420 | 14 |  | 421 | 15
Corrientes |  | 121 | 850 |  | 197 | 149 |  | 8.554 | 9.069 |  | 8.872 | 10.068
TOTAL (4) |  | 215 | 957 |  | 313 | 223 |  | 10.005 | 10.398 |  | 10.533 | 11.578

NOTA: En relación con la jerarquía de valor razonable de los activos financieros medidos a valor razonable véase el apartado 8.2 en esta Nota.
(1) Incluye las participaciones financieras minoritarias en algunas sociedades en las que no se ejerce influencia en la gestión.
(2) Incluye en 2023 en la columna "A coste amortizado" principalmente los saldos pendientes de cobro por la desinversión del 25% del negocio de E&P a EIG
y del 49% de una cartera de activos renovables en España a Pontegadea.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 30 | Grupo Repsol

28 Los pasivos reconocidos no incluyen: (i) los pagos por arrendamiento variable, que no son significativos respecto a las cuotas fijas, (ii) las opciones de
ampliación de la cartera actual de contratos sobre las que no existe a la fecha certidumbre suficiente sobre su ejercicio y que en su mayoría no exceden del
periodo 2024-2044 y cuyas cuotas estimadas futuras sin descontar ascenderían a 287 millones de euros siendo las más significativas las dos prórrogas
quinquenales del contrato de arrendamiento de un buque por importe de 240 millones de euros (estos importes no contemplan las prórrogas opcionales
de los contratos de escasa probabilidad de ejecución y en concreto la de los contratos descritos en la Nota 12 con Emera Brunswick Pipelin e y Maritimes &
North East Pipeline), y (iii) los contratos de arrendamiento firmados y no iniciados, cuyos pagos fijos futuros ascienden a 2 millones de euros en 2024 y 10
millones de euros en 2025 y siguientes.
29 Un 7% corresponden a contratos cuyo vencimiento es superior a 15 años tanto en 2023 como en 2022.
(3) Corresponden fundamentalmente a activos financieros líquidos, depósitos o inversiones financieras líquidas necesarias para cumplir con los compromisos
de pago a corto plazo, que se pueden transformar en una cantidad determinable de efectivo en un plazo, en general, inferior a 3 meses y cuyo riesgo de
cambios en su valor es poco significativo. Incluye "Caja y bancos" por 2.743 millones de euros y "Otros activos financieros" por 1.386 millones de euros.
(4) No incluye “Otros activos no corrientes” y “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” del balance de situación, que ascienden a 31 de diciembre de 2023
a 1.044 millones de euros a largo plazo y 7.722 millones de euros a corto plazo, mientras que a 31 de diciembre de 2022 ascendían a 766 millones de euros
a largo plazo y 8.529 millones de euros a corto plazo, respectivamente, correspondientes a cuentas comerciales a cobrar netas de sus correspondientes
deterioros.
(5) Las partidas que no devengan intereses de forma explícita se valoran por su valor nominal, siempre que el efecto de no actualizar financieramente los
flujos de efectivo no sea significativo.
La re ntabilidad media 30 devengada de los activos financieros (excluyendo el "Efectivo y otros activos líquidos equivalentes")
asciende a un interés medio de 5,22% y 3,50% en 2023 y 2022, respectivamente.
8.1 Préstamos
En 2023 y 2022, dentro de "Préstamos corrientes y no corrientes" figuran fundamentalmente préstamos concedidos a
sociedades integradas por el método de la participación que no se eliminan en el proceso de consolidación (ver Nota 13) por
importe de 879 y 1.032 millones de euros, respectivamente.
Entre ellos, destaca la línea de crédito firmada entre Petroquiriquire, S.A., Repsol y Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).
Petroquiriquire, S.A., Repsol y PDVSA firmaron en octubre de 2016, varios acuerdos para reforzar la estructura financiera de
Petroquiriquire y permitir el desarrollo de su Plan de Negocio. Dichos acuerdos incluían (i) el otorgamiento por Repsol de una
línea de crédito por importe de hasta 1.200 millones de dólares con una garantía de PDVSA, destinada al pago de dividendos
pasados de Repsol, de inversiones de capital y de gastos operativos de Petroquiriquire, de la que no pueden hacerse nuevas
disposiciones distintas a las ya realizadas hasta noviembre de 2021, y (ii) el compromiso por parte de PDVSA de pagar la
producción de hidrocarburos de la empresa mixta mediante la cesión a su favor de los pagos derivados de contratos de venta
de crudo a offtakers o la realización de pagos directos en efectivo, y ello, en cuantía suficiente para que la empresa mixta
pueda hacer frente a sus inversiones de capital y gastos operativos no cubiertos por la financiación de Repsol, al pago de los
dividendos de Repsol generados en cada ejercicio y a sus obligaciones derivadas del servicio de la deuda financiera con
Repsol. La financiación otorgada por Repsol, así como los compromisos asumidos por PDVSA, se rigen por la Ley del Estado
de Nueva York y las disputas que pudieran surgir se someterán a arbitraje en París conforme a las reglas de la Cámara de
Comercio Internacional. La disposición de la línea de financiación queda sujeta al cumplimiento por Petroquiriquire, S.A. y
PDVSA, de determinadas condiciones suspensivas (conditions precedent) y sus términos recogen los covenants, así como los
supuestos de incumplimiento y de aceleración o terminación anticipada habituales en este tipo de transacciones. Un
incumplimiento por parte de PDVSA de sus obligaciones bajo la garantía, ante un impago de Petroquiriquire, podría legitimar
a los acreedores y titulares de bonos de PDVSA a declarar un incumplimiento (default) y vencimiento anticipado
(acceleration) del resto de su deuda financiera. Asimismo, el acuerdo incorpora otros elementos como un mecanismo de
compensación de las deudas recíprocas entre Petroquiriquire, S.A. y PDVSA. A 31 de diciembre de 2023, la disposición
acumulada (sin intereses) de dicha línea de crédito asciende a 800 millones de dólares, siendo el saldo a 31 de diciembre de
2023 de 377 millones de euros (943 millones de euros de saldo bruto y una provisión de 566 millones de euros) y a 31 de
diciembre de 2022 de 347 millones de euros (ver Nota 20.3). En 2023 Repsol y PDVSA han firmado un nuevo acuerdo de
gestión para la sociedad mixta Petroquiriquire con el objetivo de aumentar la producción y facilitar la recuperación de la
deuda ligada a estos activos (ver Nota 20.3).
En 2023 se ha cancelado el préstamo concedido a Cardón IV por los socios (ENI y Repsol).
El vencimiento de esta clase de activos financieros es el siguiente:

Vencimiento de préstamos |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
2023 |  | — |  | 67
2024 |  | 127 |  | 112
2025 |  | 294 |  | 200
2026 |  | 166 |  | 293
2027 |  | 1 |  | 2
Años posteriores |  | 291 |  | 358
TOTAL |  | 879 |  | 1.032

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Cuentas Anuales 2023 | 31 | Grupo Repsol

30 La rentabilidad media se calcula como el cociente del ingreso por intereses de la inversión y su saldo medio, sin incluir Efectivo y otros activos líquidos
equivalentes, activos por arrendamientos, ni derivados.
8.2 Valor razonable de los activos financieros
La clasificación de los activos financieros registrados en los estados financieros, atendiendo a la metodología de su valor
razonable (VR), es la siguiente:

Valor razonable (VR) activos financieros |  | Nivel 1 |  | Nivel 2 |  | Nivel 3 (1) |  | Total
Millones de euros |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022
A VR con cambios en resultados |  | 33 |  | 256 |  | 121 |  | 647 |  | 61 |  | 54 |  | 215 |  | 957
A VR con cambios en otro resultado global |  | 129 |  | 83 |  | 136 |  | 28 |  | 48 |  | 112 |  | 313 |  | 223
TOTAL |  | 162 |  | 339 |  | 257 |  | 675 |  | 109 |  | 166 |  | 528 |  | 1.180

(1) A continuación, se desglosa la conciliación entre los saldos iniciales y finales de aquellos activos financieros clasificados como nivel 3:

Millones de euros |  | 2023
Saldo al inicio del ejercicio |  | 166
Ingresos y gastos reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias |  | 6
Ingresos y gastos reconocidos en patrimonio |  | (63)
Reclasificaciones y otros |  | —
Saldo al cierre del ejercicio |  | 109

NOTA: Ninguno de los posibles escenarios previsibles de las variables no observables utilizadas daría como resultado cambios significativos en el valor
razonable de los instrumentos clasificados en la jerarquía de nivel 3.
Durante los ejercicios 2023 y 2022 no se han producido traspasos entre niveles de jerarquía en los instrumentos financieros.
(9) Operaciones con derivados y coberturas
9.1 Coberturas contables

En las coberturas contables de flujos de efectivo la parte efectiva de los cambios en el valor razonable se recoge en el epígrafe “Operaciones de cobertura” del Patrimonio Neto y la ganancia o pérdida relativa a la parte inefectiva (exceso, en términos absolutos, de la variación acumulada en el valor razonable del instrumento de cobertura sobre la correspondiente a la partida cubierta) es reconocida en la cuenta de pérdidas y ganancias. Los importes acumulados en Patrimonio Neto se transfieren a la cuenta de pérdidas y ganancias en los periodos en los que las partidas cubiertas afecten a la cuenta de pérdidas y ganancias o, en el caso de cobertura de una transacción que termine en el reconocimiento de un activo o un pasivo no financiero, se incluyen en el coste del activo o pasivo cuando el mismo es reconocido en el balance. Las coberturas de inversión neta se contabilizan de forma similar a las coberturas de flujos de efectivo, si bien los cambios en la valoración de estas operaciones se contabilizan en el epígrafe “Diferencias de conversión” en el patrimonio neto hasta que se produzca su enajenación o disposición de la operación en el extranjero objeto de la cobertura, momento en el que se transfieren a la cuenta de pérdidas y ganancias. |

El Grupo mantiene instrumentos para cubrir la exposición a las variaciones en el tipo de cambio derivada de los activos netos
de negocios en el extranjero. Destacan los instrumentos financieros designados como cobertura de inversión neta respecto a
determinados activos en dólares en el segmento Exploración y Producción, cuyo nocional a 31 de diciembre asciende a 791
millones de dólares (716 millones de euros). En 2022 el nocional ascendía a 2.598 millones de dólares (2.434 millones de
euros). La variación del ejercicio 2023 frente a la de 2022 se explica por las desinversiones de negocios en el extranjero
realizadas en el ejercicio.
Adicionalmente, el Grupo contrata derivados para cubrir la exposición a la variación de los flujos de efectivo en sus
operaciones, entre las que destacan por su relevancia a cierre del 2023 las siguientes:
– Cobertura de tipos de interés en instrumentos de deuda 31. Se cubren flujos de efectivo mediante permutas financieras
de tipo de interés, destacando las permutas contratadas en 2014 por un nocional de 1.500 millones de euros para
cubrir las emisiones de bonos realizadas a finales de 2014 y principios de 2015. El Grupo paga un tipo de interés fijo
(medio ponderado de 1,762%) y recibe un tipo variable (Euribor a 6 meses).
– Coberturas del precio de gas. Se cubren flujos de compra y venta de gas mediante permutas financieras, futuros y
opciones referenciados a índices internacionales en EE.UU y Europa (HH y TTF) con vencimientos entre 2024 y 2027.
A 31 de diciembre de 2023, su nocional ascendía a -304 TBtu vendidos (equivalente a -1.208 millones de euros) y su
valor razonable a 223 millones de euros (59 millones de euros a 31 de diciembre 2022).

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Cuentas Anuales 2023 | 32 | Grupo Repsol

31 En 2023 se ha cancelado a su vencimiento la permuta asociada a la cobertura de tipo de interés del bono emitido por RIF en mayo de 2021 por un nocional
de 300 millones de euro (ver Nota 7.2) sin impacto significativo en la cuenta de pérdidas y ganancias.
– Coberturas del precio de la electricidad. Se realiza principalmente a través de contratos de venta y de compra en
España y EE.UU. (Power Purchase Agreement - PPA financieros a largo plazo) 32. A 31 de diciembre de 2023, su
nocional neto asciende a 47 millones de MWh vendidos, equivalentes a -874 millones de euros (31 millones de MWh
vendidos, equivalentes a -663 millones de euros en diciembre 2022) y su valor razonable a -277 millones de euros (-317
millones de euros en 2022).
A continuación se detalla el desglose de los instrumentos designados como cobertura contable a 31 de diciembre de 2023 y
2022:

Instrumentos de cobertura | Nominales instrumentos de cobertura (2) |  | Saldos en el balance de situación de los instrumentos de cobertura |  | Cambios en el VR del instrumento de cobertura (3)
|  | Activo no corriente |  | Activo corriente |  | Pasivo no corriente |  | Pasivo corriente |  | Total VR |
Millones de euros | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022
Flujos de Efectivo: | (1.909) | (626) |  | 69 | 18 |  | 178 | 132 |  | (235) | (307) |  | (57) | (90) |  | (45) | (247) |  | 215 | (355)
De tipo de interés | 173 | 326 |  | 9 | 4 |  | — | 7 |  | (1) | — |  |  | — |  | 8 | 11 |  | (8) | 7
De precio de producto | (2.082) | (952) |  | 60 | 14 |  | 178 | 125 |  | (234) | (307) |  | (57) | (90) |  | (53) | (258) |  | 223 | (362)
Inversión Neta: | (716) | (2.434) |  | — | — |  | 19 | 17 |  | — | — |  | — | (73) |  | 19 | (56) |  | 75 | 23
De tipo de cambio | (716) | (2.434) |  | — | — |  | 19 | 17 |  | — | — |  | — | (73) |  | 19 | (56) |  | 75 | 23
TOTAL (1) | (2.625) | (3.060) |  | 69 | 18 |  | 197 | 149 |  | (235) | (307) |  | (57) | (163) |  | (26) | (303) |  | 290 | (332)

(1) Los métodos de valoración del valor razonable (VR) se describen en la Nota 7.3.
(2) Los instrumentos en dólares se convierten a euros a tipo de cierre del ejercicio. En el caso de derivados de precio de producto corresponde a las unidades
físicas a precio del contrato.
(3) En 2023 y 2022 los cambios en el VR en los elementos cubiertos coincide en general con los de los instrumentos de cobertura no habiéndose registrado
importes significativos por falta de efectividad.
A continuación se detalla el movimiento correspondiente a los instrumentos de cobertura contable a 31 de diciembre de
2023 y 2022 registrados en el epígrafe de “Otro resultado global acumulado” del balance de situación:

Instrumentos de cobertura |  | Cobertura de flujos de efectivo | Coberturas de inversión neta |  | Cobertura de flujos de efectivo | Coberturas de inversión neta
Millones de euros |  | 2023 |  | 2022
Saldo inicial a 31 de diciembre |  | (144) | (254) |  | 51 | (177)
Ganancias/(Pérdidas) por valoración imputadas a Otro resultado global |  | 400 | (8) |  | (490) | (227)
Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias (1) |  | (160) | 48 |  | 154 | 44
Diferencias de conversión |  | (1) | — |  | (1) | —
Participación de las inversiones en negocios conjuntos y asociadas |  | 1 | — |  | 11 | —
Efecto impositivo |  | (59) | (8) |  | 78 | 57
Intereses minoritarios |  | (37) | — |  | 53 | —
Otros (2) |  | 40 | 159 |  | — | 49
Saldo final a 31 de diciembre |  | 40 | (63) |  | (144) | (254)

(1) Incluye, principalmente la imputación a resultados de la cobertura de flujos de efectivo relacionados con las operaciones descritas en este apartado.
(2) Incluye principalmente, el impacto relacionado con la desinversión del 25% del negocio del E&P a EIG y del 49% de una cartera de activos renovables en
España a Pontegadea.
Los saldos acumulados por tipología de instrumentos de cobertura a 31 de diciembre de 2023 y 2022 son:

Saldos acumulados de instrumentos de cobertura |  | Reserva cobertura de flujos efectivo y Reservas de conversión
Millones de euros |  | 2023 | 2022
Cobertura de flujos de efectivo: |  | 40 | (144)
- De tipo de interés |  | (23) | (39)
- De precio de producto |  | 49 | (173)
- Participación de las inversiones en negocios conjuntos y asociadas |  | 9 | 7
- Efecto fiscal |  | 5 | 61
Cobertura de inversión neta: |  | (63) | (254)
- De tipo de cambio |  | (102) | (365)
- Efecto fiscal |  | 39 | 111

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Cuentas Anuales 2023 | 33 | Grupo Repsol

32 Estos contratos tienen vencimientos entre 2024 y 2040 a un precio fijo y liquidan por diferencias entre dicho precio y el de referencia en el mercado de
venta de la electricidad. En los contratos de venta el volumen de energía considerada en la mayoría de los casos es inferior o igual al P90 (medida
estadística que refleja el nivel de producción anual que se espera igualar o superar con una probabilidad del 90%) de la producción estimada del parque.
Los precios oscilan entre 21,8 y 43,5 €/Mwh, en función del plazo, la tecnología, fecha de ejecución y el área geográfica.
9.2 Otras operaciones con derivados
P or otra parte, Repsol tiene contratados una serie de instrumentos derivados para la gestión de su exposición al riesgo de
tipo de cambio y precio de crudo y productos (incluido e l CO2), que no se registran como cobertura contable. Incluyen
contratos a plazo de divisa de vencimiento inferior a un año como parte de la estrategia global para gestionar la exposición al
riesgo de tipo de cambio. Adicionalmente, la cobertura económica del riesgo de precio de producto asociado a las
transacciones físicas futuras de venta y/o compra de crudo, otros productos petrolíferos o de electricidad se lleva a cabo
mediante la contratación, principalmente, de futuros y swaps que no califican como instrumentos de cobertura contable.
Estos instrumentos derivados se desglosan a continuación:

9 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Otros instrumentos derivados |  | Activo No Corriente |  | Activo Corriente |  | Pasivo No Corriente |  | Pasivo Corriente |  | Total Valor Razonable
Millones de euros |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022 |  | 2023 | 2022
De tipo de cambio |  | — | — |  | 42 | 159 |  | — | — |  | (143) | (239) |  | (101) | (80)
De tipo de interés |  | — | — |  | — | — |  | — | — |  | — | (4) |  | — | (4)
De precio de producto |  | 39 | 59 |  | 74 | 371 |  | (40) | (332) |  | (115) | (629) |  | (42) | (530)
Derivados sobre acciones propias |  | — | — |  | — | 314 |  | — | — |  | (18) | — |  | (18) | 314
TOTAL |  | 39 | 59 |  | 116 | 844 |  | (40) | (332) |  | (276) | (872) |  | (161) | (300)

El detalle de estos derivados por vencimiento a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es el siguiente:

Vencimiento valores razonables | Millones de euros
| 2023 |  | 2022
| 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Sig. | Total |  | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | Sig. | Total
De tipo de cambio y de interés | (101) | — | — | — | — | (101) |  | (84) | — | — | — | — | (84)
De precio de producto: | (41) | (3) | 6 | — | (4) | (42) |  | (291) | (120) | (117) | — | (2) | (530)
Futuros de compra (1) | (174) | (44) | (26) | (12) | (10) | (266) |  | 126 | 22 | 1 | — | — | 149
Futuros de venta (2) | 198 | 43 | 29 | 11 | 5 | 286 |  | (256) | (28) | (3) | — | — | (287)
Opciones | (1) | — | — | — | — | (1) |  | 2 | — | — | — | — | 2
Swaps | (31) | 1 | 2 | 1 | 2 | (25) |  | 7 | (3) | 2 | 1 | — | 7
Otros | (33) | (3) | 1 | — | (1) | (36) |  | (170) | (111) | (117) | (1) | (2) | (401)
Derivados sobre acciones propias | (18) |  |  |  |  | (18) |  | 314 | — | — | — | — | 314
TOTAL | (160) | (3) | 6 | — | (4) | (161) |  | (61) | (120) | (117) | — | (2) | (300)

(1) A continuación se desglosan las unidades físicas y el valor razonable de los derivados de precios de producto y otros asociados a contratos de compra:

Futuros de compra | Unidades físicas | VR (Millones de euros) |  | Unidades físicas | VR (Millones de euros)
| 2023 |  | 2022
EUAs/UKAs CO2 (miles toneladas) | 14.111 | (156) |  | 14.656 | 42
Crudo (miles de barriles) | 32.472 | (64) |  | 13.671 | 57
Gas (TBTU) | 50 | 1 |  | 203 | 18
Electricidad (miles de MWh) | 4.996 | (39) |  | 862 | 22
Productos | n.a. | (8) |  | n.a | 10
Total |  | (266) |  |  | 149

(2) A continuación se desglosan las unidades físicas y el valor razonable de los derivados de precios de producto y otros asociados a contratos de venta:

Futuros de venta | Unidades físicas | VR (Millones de euros) |  | Unidades físicas | VR (Millones de euros)
| 2023 |  | 2022
EUAs/UKAs CO2 (miles toneladas) | 14.187 | 146 |  | 14.585 | (52)
Crudo (Miles de barriles) | 34.910 | 72 |  | 15.644 | (149)
Gas (TBTU) | 182 | 14 |  | 396 | (10)
Electricidad (Miles de MWh) | 1.069 | 26 |  | 1.126 | (58)
Productos | n.a. | 28 |  | n.a. | (18)
Total |  | 286 |  |  | (287)

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Cuentas Anuales 2023 | 34 | Grupo Repsol

En 2023 y 2022, el impacto de la valoración de los derivados de producto y de precio de CO2 en el “Resultado de las
operaciones” ha sido de 197 millones de euros de ingreso y -1.090 millones de euros de gasto, respectivamente.
Durante 2023 y 2022 se ha llevado a cabo la contratación de forwards y swaps de divisa a corto plazo que han generado un
resultado financiero negativo de -141 y positivo de 603 millones de euros, respectivamente, reconocidos en el epígrafe
“Variación de valor razonable en instrumentos financieros” del resultado financiero (ver Nota 21).
Derivados sobre acciones propias 33
En 2023, el Grupo ha mantenido contratadas opciones sobre acciones de Repsol por un volumen total de 75 millones de
acciones (50 millones por adquisición de opciones de compra a un precio de ejercicio de 8,22 euros por acción y 25 millones
por venta de opciones de venta a un precio de ejercicio de 5,75 euros por acción). Estas opciones (conjuntamente
denominadas “Reverse collar”) se valoran a valor razonable con cambios en la cuenta de pérdidas y ganancias. El tramo call se
ha liquidado por entrega física (a decisión de Repsol), mientras que el tramo put no se ha llegado a ejercer. El impacto en la
cuenta de pérdidas y ganancias en el ejercicio ha ascendido a 13 millones de euros, habiendo sido registrado en el epígrafe
“Variación a valor razonable de instrumentos financieros”.
En 2023 se han contratado equity swaps por un volumen de 35 millones de acciones a un precio de contratación de 13,76
euros por acción, manteniendo vivos a 31 de diciembre de 2023 un total de 25 millones de acciones con vencimiento
contractual febrero y junio 2024 y precio contratación 13,96 euros por acción. Repsol tiene la opción de liquidarlos por entrega
física o por diferencias. Adicionalmente, se han cancelado equity swaps por un volumen de 10 millones de acciones a un
precio de cancelación de 13,98 euros por acción. Estos instrumentos se valoran a valor razonable con cambios en el epígrafe
de “Variación a valor razonable de instrumentos financieros” de la cuenta de pérdidas y ganancias y su impacto en 2023 ha
ascendido a una pérdida de 6 millones de euros.
Otros
Repsol (a través de su filial Repsol Renewables North America, Inc.) tiene una opción de compra sobre el 60% del capital que
todavía no posee de la entidad asociada Hecate Energy Group, LLC (compañía que desarrolla proyectos de energía renovable
en EE.UU.). Adicionalmente, Repsol ha otorgado una opción de venta al socio titular de ese 60% (Hecate Holdings LLC).
Ambas opciones, sujeto al cumplimiento de las condiciones previstas en el acuerdo suscrito en junio de 2021, podrían
ejercitarse en 2024 y tienen como precio de ejercicio el valor de mercado en esa fecha, por tanto sin impacto en los estados
financieros al cierre del ejercicio.
(10) Riesgos financieros
Las actividades propias del Grupo conllevan diversos tipos de riesgos financieros: de mercado, de liquidez y de crédito y que
se han visto afectados en mayor o menor medida como consecuencia de la actual volatilidad de los mercados afectados por
el entorno geopolítico. Repsol dispone de una organización y de unos sistemas que le permiten identificar, medir y mitigar los
riesgos a los que está expuesto el Grupo.
10.1 Riesgo de mercado
El riesgo de mercado es la pérdida potencial ante movimientos adversos en las variables de mercado. El Grupo está expuesto
a diversos tipos de riesgos de mercado: de tipo de cambio, de tipo de interés y de precio de las materias primas
“commodities”.
La Compañía realiza un seguimiento de la exposición al riesgo de mercado en términos de sensibilidades. Este seguimiento
se complementa con otras medidas cuando las posiciones de riesgo así lo requieren. En este sentido, el riesgo que afecta al
resultado está sujeto a límites máximos, medidos en términos de Valor en Riesgo (Value at Risk -VaR-) definidos por el
Comité Ejecutivo de Repsol de acuerdo a distintos niveles de autorización y que se supervisa diariamente por un área
independiente a la que realiza la gestión.
Para cada uno de los riesgos de mercado descritos a continuación se incluye un análisis de sensibilidad de los principales
riesgos inherentes a los instrumentos financieros, mostrando cómo podrían verse afectados el resultado y el patrimonio (en
los epígrafes que constituyen el “Otro resultado global”) como consecuencia de los instrumentos financieros poseídos por el
Grupo al cierre del ejercicio.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 35 | Grupo Repsol

33 A 31 de diciembre de 2022, el Grupo tenía contratadas opciones sobre acciones de Repsol por un volumen total de 75 millones de acciones (50 millones
por adquisición de opciones de compra y 25 millones por venta de opciones de venta). Las principales características de estas opciones se describen en la
Nota 9.2 de las Cuentas Anuales consolidadas de 2022.
Riesgo de tipo de cambio
Los resultados y el patrimonio del Grupo están expuestos a las variaciones en los tipos de cambio de las monedas en las que
opera, siendo el dólar estadounidense la divisa que genera mayor exposición. El dólar se ha depreciado en 2023 como
consecuencia, principalmente, del endurecimiento de las políticas del Banco Central Europeo y la atenuación de algunos
riesgos para Europa. Para más información véase el apartado 3.1. del Informe de gestión consolidado 2023.
El tipo de cambio respecto del euro a 31 de diciembre de 2023 y 2022, ha sido:

Tipo de cambio €/$ | 31 diciembre 2023 |  | 31 diciembre 2022
| Tipo de cierre | Tipo medio acumulado |  | Tipo de cierre | Tipo medio acumulado
Dólar americano | 1,11 | 1,08 |  | 1,07 | 1,05

La exposición al riesgo de tipo de cambio tiene su origen en la existencia de activos e inversiones financieras, pasivos y flujos
monetarios denominados en una divisa distinta de la moneda funcional de Repsol, S.A., así como por la conversión al euro
de los estados financieros de las sociedades del Grupo con moneda funcional distinta.
Repsol realiza un seguimiento permanente de la exposición del Grupo a fluctuaciones del tipo de cambio de las monedas en
las que tiene actividad significativa y lleva a cabo una gestión activa de las posiciones de riesgo de tipo de cambio que afectan
al resultado financiero de la cuenta de pérdidas y ganancias. Para ello, contrata instrumentos financieros derivados que tienen
por objeto la cobertura económica a nivel consolidado de aquellas divisas para las que existe un mercado líquido.
Adicionalmente, se realizan coberturas contables de inversión neta y de flujos de efectivo con el objetivo de asegurar el valor
contable de inversiones netas en el extranjero, el valor económico de los flujos de operaciones de inversión o desinversión, de
operaciones corporativas o de la ejecución de proyectos o contratos puntuales cuyos flujos monetarios se distribuyen a lo
largo de un período de tiempo.
En relación con los derivados de tipo de cambio véase Nota 9.
La sensibilidad del resultado neto y del patrimonio, como consecuencia del efecto en los instrumentos financieros poseídos
por el Grupo a 31 de diciembre de 2023, por apreciaciones o depreciaciones del euro frente al dólar, se detalla a continuación:

Sensibilidad tipo de cambio |  | Apreciación (+) / depreciación (-) en el tipo de cambio |  | Millones de euros
|  |  | 2023 |  | 2022
Efecto en el resultado después de impuestos |  | 10% |  | 17 |  | (0,4)
| (10)% |  | (20) |  | 0,4
Efecto en el Patrimonio Neto |  | 10% |  | (76) |  | (110)
| (10)% |  | 62 |  | 90

Riesgo de tipo de interés
L as variaciones en los tipos de interés pueden afectar al ingreso o gasto por intereses de los activos y pasivos financieros
referenciados a un tipo de interés variable, pudiendo modificar también el valor razonable de los activos y pasivos financieros
con un tipo de interés fijo. Adicionalmente, estas variaciones pueden afectar al valor en libros de activos y pasivos por
variación de las tasas de descuento de flujos de caja aplicables, a la rentabilidad de las inversiones y al coste futuro de
captación de recursos financieros.
En respuesta al aumento de la inflación, los bancos centrales han decidido endurecer su política monetaria y por tanto subir
los tipos de interés. Así, la Reserva Federal de EE.UU., que inició el ciclo restrictivo en marzo 2022 ha elevado los tipos hasta
el 5,25% al final del ejercicio 2023. El Banco Central Europeo abandonó las tasas negativas en julio de 2022 y el tipo marginal
de depósito ha acabado el ejercicio en un 4%. Para más información véase el apartado 3. del Informe de gestión consolidado
del 2023.
El endeudamiento de Repsol proviene de aquellos instrumentos financieros más competitivos en cada momento, tanto de
mercados de capitales como bancarios, y de acuerdo a las condiciones de mercado que sean óptimas en cada uno de ellos.
Asimismo, Repsol contrata derivados de tipo de interés para reducir el riesgo de variaciones en las cargas financieras o en el
valor razonable de su deuda, así como para mitigar el riesgo de tipo de interés sobre futuras emisiones de deuda a tipo fijo,
siendo en general designados contablemente como instrumentos de cobertura (ver Nota 9).
A 31 de diciembre de 2023 la financiación (deuda bruta) a tipo fijo ascendía a 6.236 y (6.814 millones de euros en 2022). Este
importe supone el 72% (66% en 2022), de la deuda bruta, excluyendo arrendamientos e incluyendo instrumentos financieros

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Cuentas Anuales 2023 | 36 | Grupo Repsol

derivados de tipo de interés. Por otro lado, las inversiones financieras a tipo variable suponen un 81% del total, y su
remuneración media se informa en la Nota 8.
La sensibilidad del resultado neto y del patrimonio, como consecuencia del efecto en los instrumentos financieros poseídos
por el Grupo a 31 de diciembre de 2023, de la variación de los tipos de interés, es la que se detalla en el cuadro a
continuación:

Sensibilidad tipo de interés |  | Incremento (+) / descenso (-) en el tipo de interés (puntos básicos) |  | Millones de euros
|  |  | 2023 |  | 2022
Efecto en el resultado después de impuestos |  | 50 p.b. |  | 23 |  | 13
| -50 p.b. |  | (23) |  | (12)
Efecto en el Patrimonio Neto |  | 50 p.b. |  | 4 |  | 1
| -50 p.b. |  | (4) |  | (1)

En relación con el proceso de transición a nuevos tipos de interés de referencia en diferentes jurisdicciones a nivel mundial, el
Grupo ha realizado una revisión de los contratos alcanzados de acuerdo al calendario previsto para la reforma, afectando
principalmente a préstamos y líneas de crédito. Los nuevos contratos incorporan la referencia a tasas sustitutivas libres de
riesgo ("risk free rates") y, en todo caso, se incluyen cláusulas específicas que regulan los supuestos de cese permanente. Se
ha finalizado la transición de todos los contratos que estuvieran referenciados a (i) GBP Libor a la nueva tasa correspondiente
(SONIA), cuya fecha de cese fue el 31 de diciembre de 2022; y (ii) USD Libor a la nueva tasa correspondiente (SOFR), cuya
fecha de cese fue el 30 de junio de 2023. Esta reforma no ha supuesto un cambio en la política de gestión del riesgo
financiero de tipo de interés del Grupo.
Riesgo de precio de commodities
Los resultados del Grupo están expuestos principalmente a la volatilidad de los precios del petróleo, productos derivados, gas
natural y electricidad, así como de otras commodities propias de su actividad.
En ocasiones, Repsol contrata derivados para reducir la exposición al riesgo de precio de commodities. Estos derivados
ofrecen una cobertura económica de los resultados, aunque no siempre son designados como cobertura a efectos de su
reconocimiento contable (ver Nota 9).
A 31 de diciembre de 2023 un aumento o disminución del 10% en los precios de los commodities (principalmente crudo,
productos petroquímicos, gas natural y electricidad) hubiera supuesto aproximadamente las siguientes variaciones en el
resultado neto y en el patrimonio por los cambios de valor sobre los derivados financieros:

Sensibilidad commodities |  | Aumento (+) / disminución (-) en los precios de commodities |  | Millones de euros
|  |  | 2023 |  | 2022
Efecto en el resultado después de impuestos |  | +10% |  | 19 |  | (74)
| (10)% |  | (19) |  | 74
Efecto en el Patrimonio Neto |  | +10% |  | (213) |  | (136)
| (10)% |  | 215 |  | 136

NOTA: Una variación del +/-50% en los precios de los commodities supondría un impacto estimado de 92 y -92 millones de euros, respectivamente en el
resultado neto y de -1.077 y 1.117 millones de euros, respectivamente en el patrimonio.
La sensibilidad de los derivados ante aumentos de los precios de commodities compensan parcialmente la exposición
contraria de la operativa física de Repsol -en existencias- propia de su actividad.
Para más información sobre el impacto de contexto actual sobre el tipo de cambio, tipos de interés y los precios de los
commodities véase el apartado 3 del Informe de gestión consolidado de 2023.

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Cuentas Anuales 2023 | 37 | Grupo Repsol

10.2 Riesgo de liquidez 34
La política de liquidez seguida por Repsol está orientada a garantizar la disponibilidad de fondos necesarios para asegurar el
cumplimiento de las obligaciones adquiridas y el desarrollo de sus planes de negocio, manteniendo en todo momento el nivel
óptimo de recursos líquidos y procurando la mayor eficiencia en la gestión de los recursos financieros. En coherencia con esta
orientación de prudencia financiera, mantiene a 31 de diciembre de 2023 recursos en efectivo y otros instrumentos financieros
líquidos y líneas de crédito no dispuestas suficientes para cubrir en 3,3 veces los vencimientos de su deuda a corto plazo.
La liquidez al fin del periodo se ha situado en 10.626 millones de euros (incluyendo líneas de crédito comprometidas no
dispuestas), con el siguiente detalle:

| Millones de euros
| 2023 | 2022
Caja y bancos | 2.744 | 2.676
Otros activos líquidos equivalentes | 1.385 | 3.836
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes | 4.129 | 6.512
Depósitos a plazo de disponibilidad inmediata (1) | 3.878 | 2.389
Líneas de crédito comprometidas no dispuestas | 2.619 | 2.674
Liquidez | 10.626 | 11.575

(1) Repsol contrata depósitos a plazo de disponibilidad inmediata que se registran en el epígrafe “Otros activos financieros corrientes” y que no cumplen con los
criterios contables de clasificación como efectivo y equivalentes de efectivo.
El Grupo, para dar facilidad de cobro a sus proveedores y acreedores, lleva a cabo contratos de confirming con distintos
intermediarios financieros en los que no se aplaza el pago de las cuentas a pagar a terceros y, por tanto, ni suponen su baja
contable ni el cambio de consideración como deuda comercial (al cierre del ejercicio, 122 millones de euros del epígrafe
"Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar" se han visto impactados por este instrumento). Además y de forma puntual
se realizan operaciones de factoring sin recurso que se registran minorando el epígrafe de "Deudores comerciales y otras
cuentas por cobrar".
Repsol lleva a cabo un control y seguimiento de sus necesidades financieras que va desde la elaboración de previsiones
diarias de tesorería a la planificación financiera que acompaña a los presupuestos anuales y al plan estratégico y mantiene
fuentes de financiación diversificadas y estables que permiten el acceso eficiente a los mercados financieros, todo ello en el
marco de una estructura financiera que resulte compatible con el nivel de calificación crediticia en la categoría grado de
inversión.
En un contexto internacional volátil, y en el marco de la política financiera del Grupo, Repsol ha mantenido la disponibilidad
de fondos para cumplir con las obligaciones adquiridas y el desarrollo de sus planes de negocio, garantizando en todo
momento el nivel óptimo de recursos líquidos y procurando la mayor eficiencia en la gestión de los recursos financieros.
En la siguiente tabla se detallan los vencimientos de los pasivos de naturaleza financiera existentes a 31 de diciembre de 2023
y 2022:

Vencimiento pasivos financieros |  | Millones de euros |  | Millones de euros
| 2023 |  | 2022
|  | 2024 |  | 2025 |  | 2026 |  | 2027 |  | 2028 |  | Sig. |  | Total |  | 2023 |  | 2024 |  | 2025 |  | 2026 |  | 2027 |  | Sig. |  | Total
Bonos y obligaciones (1) |  | 1.146 |  | 1.477 |  | 499 |  | 748 |  | — |  | 2.081 |  | 5.951 |  | 1.891 |  | 848 |  | 1.748 |  | 499 |  | 747 |  | 2.082 |  | 7.815
Préstamos, deudas con entidades de crédito y otros(1) |  | 1.584 |  | 211 |  | 74 |  | 102 |  | 103 |  | 599 |  | 2.673 |  | 819 |  | 980 |  | 194 |  | 65 |  | 45 |  | 518 |  | 2.621
Cuotas por arrendamiento (1) |  | 576 |  | 510 |  | 430 |  | 405 |  | 377 |  | 1.595 |  | 3.894 |  | 571 |  | 459 |  | 401 |  | 360 |  | 339 |  | 1.751 |  | 3.881
Derivados (2) |  | 161 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 1 |  | 162 |  | 184 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 184
Proveedores |  | 4.896 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 4.896 |  | 5.036 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 5.036
Otros acreedores |  | 5.059 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 5.059 |  | 5.657 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 5.657

NOTA: Los importes mostrados son los flujos de caja contractuales sin descontar, por lo que difieren de los importes incluidos en el balance.
(1) Corresponden a los vencimientos futuros de los importes registrados en los epígrafes “Pasivos financieros no corrientes” y “Pasivos financieros corrientes”
incluyendo los intereses correspondientes a dichos pasivos financieros. No incluye derivados financieros.
(2) Los vencimientos contractuales de los derivados detallados en este epígrafe se describen en la Nota 9. No incluye los derivados comerciales registrados en
el epígrafe “Otros pasivos no corrientes” y “Otros acreedores” del balance de situación.

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Cuentas Anuales 2023 | 38 | Grupo Repsol

34 Para información sobre las definiciones de los ratios de Liquidez y Solvencia y sus conciliaciones con las Medidas Alternativas de Rendimiento, véase el
Anexo II del Informe de gestión consolid ado 2023. Para información sobre la calificación crediticia véase el apartado 4.3 del Informe de Gestión
consolidado 2023 y www.repsol.com.
10.3 Riesgo de crédito 35

| PÉRDIDA ESPERADA: |  |  |  |  |  |
| Las pérdidas crediticias esperadas son una estimación, ponderada en función de la probabilidad, de las pérdidas (es decir, el valor actual de todos los déficits de efectivo) durante la vida esperada del instrumento financiero. Se define como déficit de efectivo la diferencia entre los flujos de efectivo que se adeudan a la entidad de acuerdo con el contrato y los flujos de efectivo que ésta espera recibir. Puesto que en las pérdidas crediticias esperadas se toma en consideración tanto el importe como el calendario de los pagos, existirá pérdida crediticia si la entidad espera cobrar íntegramente, pero después de lo acordado contractualmente. |
| El Grupo calcula la pérdida de crédito esperada de sus deudores comerciales a partir de modelos propios de valoración del riesgo de sus clientes, teniendo en cuenta la probabilidad de impago, el saldo expuesto y la severidad estimada. El criterio general para la consideración de evidencia objetiva de deterioro (en ausencia de otras evidencias de incumplimiento como situaciones concursales, etc) es la superación de 180 días en mora. |
| El resto de los instrumentos financieros, fundamentalmente ciertos préstamos y garantías financieras concedidas a negocios conjuntos, son objeto de seguimiento individualizado. |
| La pérdida esperada de los instrumentos financieros se calcula en función de la fase del riesgo crediticio del deudor de acuerdo a la siguiente fórmula: |
| Pérdida crediticia esperada = Probabilidad de impago(1) x Exposición(2) x Severidad(3) |
| Fase 1: En el momento de reconocimiento inicial se calcula teniendo en cuenta la probabilidad de impago en los primeros 12 meses (para las cuentas a cobrar comerciales se extiende a toda la vida del instrumento). |
| Fase 2: Ante un incremento de riesgo significativo se calcula para toda la vida del instrumento. |
| Fase 3: Para instrumentos ya deteriorados se calcula para toda la vida del instrumento, con devengo de intereses calculado sobre el coste amortizado neto del importe del deterioro. |
| (1) Se calcula de forma individualizada para cada deudor a excepción de las personas físicas, para las que se utiliza una tasa media de morosidad. Los modelos consideran información cuantitativa (variables económico-financieras del cliente, comportamiento de pagos,...), cualitativa (sector, datos macroeconómicos del país,…), así como variables de los mercados (por ejemplo, evolución de la cotización). De acuerdo a los modelos se obtiene un rating interno y una probabilidad de impago para cada deudor. |
| (2) Se calcula teniendo en cuenta el importe pendiente de cobro y una potencial exposición futura en función del límite de riesgo disponible. |
| (3) Porcentaje de exposición no recuperado en caso de impago, basado en el comportamiento histórico y teniendo en cuenta la existencia de garantías. |

El riesgo de crédito se define como la posibilidad de que un tercero no cumpla con sus obligaciones de pago, originando con
ello pérdidas en los derechos de cobro de la Compañía. El Grupo evalúa de forma específica toda la información disponible
de forma congruente con la gestión del riesgo de crédito interno para cada instrumento financiero, incluyendo los de
naturaleza comercial.
La Compañía ha actualizado su modelo de gestión de riesgo de crédito con las previsiones económicas en los principales
países donde opera, sin que haya tenido un impacto significativo en los estados financieros del Grupo derivado del cambio
de comportamiento de pago de sus deudores.
En relación con el riesgo de crédito sobre los instrumentos financieros relativos a las operaciones en Venezuela, véase la Nota
20.3.
La exposición al riesgo de crédito del Grupo, distinguiendo por tipo de instrumento financiero, junto con el deterioro
registrado a 31 de diciembre de 2023 para cada uno de ellos, se desglosa a continuación:

Riesgo de crédito |  | Saldo Bruto |  | Deterioro promedio |  | Deterioro |  | Saldo Neto 31/12/2023 |  | Saldo Neto 31/12/2022
Activos financieros corrientes y Efectivo (1) |  | 8.621 |  | — |  | (1) |  | 8.620 |  | 9.570
Activos financieros no corrientes |  | 4.160 |  | 62% |  | (2.598) | (2) | 1.562 |  | 1.437
Otros activos corrientes y no corrientes |  | 2.637 |  | 49% |  | (1.283) | (2) | 1.354 |  | 1.103
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar |  | 8.380 |  | 5% |  | (406) | (2) | 7.974 |  | 9.027

(1) Deterioros de valor inferiores a un millón de euros por la alta calidad crediticia de las contrapartes (bancos e instituciones financieras cuyo rating es igual o
superior a BB). El excedente de efectivo del Grupo es destinado a la adquisición de instrumentos de corto plazo seguros y líquidos que incluyen depósitos
bancarios a corto plazo y otros instrumentos de similares características de bajo riesgo. La cartera de estas inversiones está diversificada para evitar la
concentración del riesgo en cualquier instrumento o contraparte.
(2) Incluye activos deteriorados en Fase 3 (ver cuadro anterior "Pérdida Esperada"). Los deterioros existentes a 31 de diciembre de 2023 registrados en "Activos
financieros no corrientes" corresponden principalmente a situaciones pendientes de litigios y procesos concursales (1.776 millones de euros) y a préstamos
y líneas de crédito otorgadas a los negocios conjuntos en Venezuela (566 millones de euros). Los deterioros existentes a 31 de diciembre de 2023
registrados en "Otros activos corrientes y no corrientes" y en "Deudores y otras cuentas a cobrar", corresponden principalmente a cuentas a cobrar (a largo y
corto plazo, respectivamente) vinculadas con la actividad en Venezuela (ver Notas 19.4 y 20.3).

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 39 | Grupo Repsol

35 La información sobre riesgo de crédito que se recoge en este apartado no incluye el riesgo de crédito de las entidades participadas o negocios conjuntos
cuyo impacto se registra en el epígrafe “Resultado de inversiones registradas por el método de la participación" (principalmente Petroquiriquire y Cardón IV,
por su actividad en Venezuela, ver Nota 13).
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
Las deudas comerciales se reflejan en el balance de situación a 31 de diciembre de 2023 y 2022 netas de deterioro, por un
importe de 7.974 y 9.027 millones de euros, respectivamente. En el siguiente cuadro se detalla la antigüedad de la deuda
comercial neta por deterioro (incluye pérdida esperada):

Vencimientos Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar |  | 2023 |  | 2022
Millones de euros |  | Deuda | Deterioro | Saldo |  | Saldo
Deuda no vencida |  | 7.637 | (87) | 7.550 |  | 8.781
Deuda vencida 0-30 días |  | 236 | (3) | 233 |  | 158
Deuda vencida 31-180 días |  | 64 | (4) | 60 |  | 54
Deuda vencida mayor a 180 días |  | 443 | (312) | 131 |  | 34
TOTAL |  | 8.380 | (406) | 7.974 |  | 9.027

El Grupo no tiene una concentración significativa de riesgo de crédito sobre las deudas comerciales, estando dicha exposición
distribuida entre un gran número de clientes y otras contrapartes. La concentración máxima de riesgo con un tercero previo al
deterioro de sus créditos comerciales, incluyendo organismos oficiales y empresas del sector público, no excede del 3,67%.
Hay que tener en cuenta en relación con Venezuela que las deudas de PDVSA con negocios conjuntos y sociedades
participadas por Repsol no se reflejan en este epígrafe sino en la valoración por puesta en equivalencia (Petroquiriquire S.A. y
Cardón IV S.A., ver Nota 13).
Con carácter general, el Grupo establece la garantía bancaria (aval) emitida por entidades financieras como el instrumento
más adecuado de protección frente al riesgo de crédito. En algunos casos, el Grupo ha contratado pólizas de seguro de
crédito por las cuales transfiere parcialmente a terceros el riesgo de crédito asociado a la operativa de algunos de sus clientes
en parte de sus negocios.
El Grupo, para su actividad comercial, tiene garantías vigentes concedidas por terceros por un importe de 4.193 millones de
euros a 31 de diciembre de 2023 y de 3.788 millones de euros en 2022. De este importe, las deudas comerciales cubiertas con
garantías a 31 de diciembre de 2023 y 31 de diciembre de 2022 ascienden a 1.332 y 1.169 millones de euros, respectivamente.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 40 | Grupo Repsol

ACTIVOS Y PASIVOS NO CORRIENTES

(11) Inmovilizado intangible
La distribución entre segmentos de negocio de los activos del inmovilizado intangible a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es:

|  | Coste Bruto |  | Amortización y deterioro acumulado |  | Coste Neto
Millones de euros |  | 31/12/2023 | 31/12/2022 |  | 31/12/2023 | 31/12/2022 |  | 31/12/2023 | 31/12/2022
Exploración y Producción |  | 2.196 | 4.504 |  | (1.795) | (3.744) |  | 401 | 760
Industrial |  | 506 | 455 |  | (274) | (242) |  | 232 | 213
Cliente |  | 1.438 | 1.310 |  | (715) | (655) |  | 723 | 655
GBC |  | 994 | 234 |  | (30) | (24) |  | 964 | 210
Corporación |  | 495 | 460 |  | (338) | (322) |  | 157 | 138
TOTAL |  | 5.629 | 6.963 |  | (3.152) | (4.987) |  | 2.477 | 1.976

L as principales categorías de activos que se incluyen en el inmovilizado intangible (fondos de comercio, permisos de
exploración de hidrocarburos, proyectos de generación eléctrica renovable, aplicaciones informáticas,...) a 31 de diciembre de
2023 y 2022 son las siguientes:

|  | Fondo de comercio |  | Otro inmovilizado intangible |  | Total
|  |  | Exploración y Producción |  | Industrial, Cliente y GBC |  | Corp. |  | Total |
|  |  | Permisos de exploración | Aplicaciones informáticas | Otros |  | EE.S. | Aplicaciones informáticas | Otros |  | Aplicaciones informáticas y otros |  |  |
Millones de euros |  |
Coste bruto | 2.911 |  | 1.694 | 268 | 118 |  | 332 | 694 | 486 |  | 460 |  | 4.052 |  | 6.963
Amortización y deterioro | (2.140) |  | (1.441) | (199) | (85) |  | (193) | (414) | (193) |  | (322) |  | (2.847) |  | (4.987)
Coste neto 31/12/22 | 771 |  | 253 | 69 | 33 |  | 139 | 280 | 293 |  | 138 |  | 1.205 |  | 1.976
Coste bruto | 802 |  | 1.669 | 189 | 96 |  | 370 | 888 | 1.121 |  | 494 |  | 4.827 |  | 5.629
Amortización y deterioro | (302) |  | (1.400) | (128) | (83) |  | (215) | (497) | (189) |  | (338) |  | (2.850) |  | (3.152)
Coste neto 31/12/23 | 500 |  | 269 | 61 | 13 |  | 155 | 391 | 932 |  | 156 |  | 1.977 |  | 2.477

Fondo de comercio
En 2023, se han reconocido fondos de comercio generados en la adquisición de Asterion Energies (ver apartado al final de esta
Nota) y del 49% de RRUK (ver apartado específico en la Nota 13), 59 millones de euros y 36 millones de euros,
respectivamente. También en 2023, tras la venta de los negocios de E&P en Canadá y la liquidación y disolución de ROGCI
(ver Nota 19.7), se ha dado de baja el fondo de comercio procedente de la adquisición en 2015 de Talisman con un impacto en
la cuenta de pérdidas y ganancias de 370 millones de euros (277 millones de euros excluyendo la parte correspondiente a los
intereses minoritarios).
En la Nota 20.2 se incorpora información adicional de los deterioros del periodo, así como del efecto de los cambios de las
hipótesis clave tienen sobre sobre el valor de los activos (incluyendo el fondo de comercio asignado a cada UGE).
El detalle por segmento y sociedades del fondo de comercio a 31 de diciembre de 2023 es el siguiente:

Fondo de comercio |  | Millones de euros
|  | 2023
Exploración y Producción (1) |  | 56
Cliente (2) |  | 385
Repsol Gas Portugal, S.A. |  | 106
Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. |  | 105
Repsol Portuguesa, S.A. |  | 86
Repsol Comercializadora de Electricidad y Gas, S.L.U |  | 49
Otras compañías |  | 39
GBC |  | 59
LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. |  | 59
TOTAL 2023 (3)(4) |  | 500
TOTAL 2022 |  | 771

(1) Corresponde fundamentalmente a Noruega y Reino Unido.
(2) Corresponde a un total de 9 UGE (en otras compañías incluye una UGE del segmento Industrial).
(3) Del total, 500 y 402 millones de euros en 2023 y 2022 corresponden a sociedades cuya actividad principal se desarrolla en Europa.
(4) Incluye pérdidas de valor acumuladas por importe de 302 y 2.140 millones de euros en 2023 y 2022, respectivamente.

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Cuentas Anuales 2023 | 41 | Grupo Repsol

Otro inmovilizado intangible
El movimiento del coste bruto de"Otros activos intangibles" durante los ejercicios 2023 y 2022 es el siguiente:

|  |  | Exploración y Producción |  | Industrial, Cliente y GBC |  | Corporación |  |
|  |  | Permisos de exploración | Aplicaciones informáticas | Otros |  | EE.S. | Aplicaciones informáticas | Otros |  | Aplicaciones informáticas y otros |  | Total
Millones de euros
Saldo a 1 enero 2022 |  | 2.174 | 237 | 292 |  | 312 | 610 | 399 |  | 402 |  | 4.426
| Inversiones (1) |  | 34 | 9 | 4 |  | 22 | 64 | 53 |  | 69 |  | 255
| Retiros o bajas |  | (40) | (5) | — |  | (13) | (13) | — |  | (3) |  | (74)
| Diferencias de conversión |  | 142 | 12 | 21 |  | 7 | 6 | 3 |  | — |  | 191
| Variación del perímetro de consolidación |  | — | — | — |  | — | (1) | 56 |  | — |  | 55
| Reclasificaciones y otros (2) |  | (616) | 15 | (199) |  | 4 | 28 | (25) |  | (8) |  | (801)
Saldo a 31 diciembre 2022 |  | 1.694 | 268 | 118 |  | 332 | 694 | 486 |  | 460 |  | 4.052
| Inversiones (1) |  | 52 | 16 | 4 |  | 38 | 104 | 89 |  | 56 |  | 359
| Retiros o bajas |  | (3) | (100) | (10) |  | (15) | 16 | — |  | (22) |  | (134)
| Diferencias de conversión |  | (54) | (8) | (4) |  | 7 | (1) | (2) |  | — |  | (62)
| Variación del perímetro de consolidación |  | — | — | — |  | — | — | 653 |  | — |  | 653
| Reclasificaciones y otros |  | (20) | 13 | (12) |  | 8 | 75 | (105) |  | — |  | (41)
Saldo a 31 diciembre 2023 |  | 1.669 | 189 | 96 |  | 370 | 888 | 1.121 |  | 494 |  | 4.827

(1) Las inversiones en 2023 y 2022 proceden de la adquisición directa de activos.
(2) En 2022 "Permisos de exploración" refleja la reclasificación a "Inversiones en zonas con reservas" del Inmovilizado material de la inversión en los activos
exploratorios de Pikka (Alaska) y Leon y Castile (Golfo de México), tras la decisión final de inversión.
En 2023, las principales "Inversiones" corresponden a aplicaciones informáticas (destacando las de los negocios de Cliente -
nuevos negocios, medios de pago, fidelización y mejora experiencia cliente- y en Corporación -renovación tecnológica y
digitalización en funciones transversales y de apoyo a los negocios y evolución hacia una compañía Data driven-) y en E&P a
permisos exploratorios adquiridos en EE.UU., México e Indonesia y para actividades de geotermia en España.
En 2023, los principales movimientos por "Variaciones del perímetro de consolidación" se corresponden con los derechos por
permisos, licencias y concesiones adquiridos en la combinación de negocio de Asterion Energies (565 millones de euros).
El movimiento de la amortización y las pérdidas de valor acumuladas durante los ejercicios 2023 y 2022 es el siguiente:

|  |  | Exploración y Producción |  | Industrial, Cliente y GBC |  | Corporación |  |
|  |  | Permisos de exploración (1) | Aplicaciones informáticas (2) | Otro inmov. |  | EE.S. (3) | Aplicaciones informáticas (2) | Otros |  | Aplicaciones informáticas y otros (2) |  | Total
Millones de euros
Saldo a 1 enero 2022 |  | (1.191) | (175) | (80) |  | (175) | (346) | (138) |  | (314) |  | (2.419)
| Amortizaciones |  | (38) | (19) | — |  | (29) | (78) | (51) |  | (8) |  | (223)
| Retiros o bajas |  | 40 | 5 | — |  | 12 | 12 | — |  | — |  | 69
| (Dotación)/Reversión pérdidas de valor |  | (192) | — | — |  | — | — | (2) |  | — |  | (194)
| Diferencias de conversión |  | (66) | (10) | (5) |  | (3) | (3) | (2) |  | — |  | (89)
| Variación del perímetro de consolidación |  | — | — | — |  | 1 | 1 | — |  | — |  | 2
| Reclasificaciones y otros |  | 6 | — | — |  | 1 | — | — |  | — |  | 7
Saldo a 31 diciembre 2022 |  | (1.441) | (199) | (85) |  | (193) | (414) | (193) |  | (322) |  | (2.847)
| Amortizaciones |  | (18) | (21) | (1) |  | (31) | (82) | (8) |  | (17) |  | (178)
| Retiros o bajas |  | 3 | 87 | — |  | 12 | 1 | — |  | 1 |  | 104
| (Dotación)/Reversión pérdidas de valor |  | (21) | — | — |  | — | — | (24) |  | — |  | (45)
| Diferencias de conversión |  | 48 | 5 | 3 |  | (3) | 1 | (1) |  | — |  | 53
| Variación del perímetro de consolidación |  | — | — | — |  | — | — | — |  | — |  | —
| Reclasificaciones y otros |  | 29 | — | — |  | — | (3) | 37 |  | — |  | 63
Saldo a 31 diciembre 2023 |  | (1.400) | (128) | (83) |  | (215) | (497) | (189) |  | (338) |  | (2.850)

(1) Los permisos de exploración no se amortizan, siendo evaluada la existencia de deterioro, al menos una vez al año. Una vez finalizada la fase de exploración y
evaluación, si no se encuentran reservas económicamente viables, los importes capitalizados son registrados como gasto (ver Nota 4.4).
(2) La amortización de las aplicaciones informáticas se realiza mediante un método lineal y generalmente en un período de 3 o 6 años.
(3) Los costes de abanderamiento e imagen de las EE.S se amortizan linealmente en el periodo correspondiente al menor entre la vida técnica del activo
instalado y la mejor estimación del plazo de vinculación de la EE.S (en España el plazo medio resultante es de entre 1 y 10 años). Los costes incurridos en
contratos de suministro en exclusiva a EE.S, se amortizan linealmente en el periodo de vinculación de cada contrato (en España la duración media es entre 1
y 3 años).

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Cuentas Anuales 2023 | 42 | Grupo Repsol

El importe acumulado por deterioro a 31 de diciembre de 2023 y 2022, asciende a 651 y 645 millones de euros,
respectivamente.
Adquisición de Asterion Energies
El 20 de febrero de 2023 se ha adquirido el 100% de las acciones de Asterion Energies S.L. (matriz del grupo Asterion
Energies) al fondo de infraestructuras europeo Asterion Industrial Intra Fund I FCR (AIF), plataforma creada por AIF en 2019
para el desarrollo de proyectos solares (fotovoltaica terrestre y en tejado residencial e industrial) y eólicos (on‐shore) ubicados
en principalmente en España, Francia e Italia.
Considerando los ajustes posteriores al cierre, habituales en este tipo de transacciones, el valor actualizado del precio de
compra se estima en 544 millones de euros en efectivo. A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales consolidadas,
Repsol Renovables, S.A. y AIF todavía no han alcanzado un acuerdo sobre el importe de dichos ajustes.
De acuerdo con la normativa contable, el precio de compra de esta combinación de negocios se ha asignado a los activos
adquiridos y a los pasivos asumidos en función de la estimación de sus valores razonables a la fecha de adquisición.
• El valor razonable de los activos de generación eléctrica (Inmovilizado intangible e Inmovilizado material) se ha calculado
siguiendo un enfoque de ingresos (“Income approach”, descuento de flujos de caja considerando la situación de los
proyectos y su probabilidad de éxito). Los activos adquiridos se componen de una cartera de proyectos renovables en
operación y, principalmente, en desarrollo de 7,7 GW, localizados en su mayor parte en España e Italia. Los activos y
pasivos adquiridos se han reflejado en el balance por un valor neto de 485 millones de euros.
• Se asigna al fondo de comercio la diferencia entre el precio de adquisición de los negocios adquiridos y el valor razonable
de los activos y pasivos que se registran, incluyendo los impuestos diferidos que surgen por las diferencias entre el valor
razonable de los activos adquiridos y su valor fiscal. El valor del fondo de comercio se justifica por la propia valoración de
los negocios adquiridos, know-how del equipo de desarrollo y por la cartera de proyectos no identificados y que no
cumplen con la definición de activo de acuerdo con la norma contable. El fondo de comercio asciende a 59 millones de
euros.
Repsol ha solicitado un informe de valoración independiente para la revisión de la asignación del precio de adquisición de esta
combinación de negocios a los activos adquiridos y a los pasivos asumidos en función de su valor razonable. La conclusión de
este informe ha sido considerada en la valoración de los activos y pasivos adquiridos.
El detalle de los activos netos adquiridos y el fondo de comercio generado tras esta adquisición es el siguiente:

| Millones de euros
| Valor razonable
Inmovilizado intangible | 565
Inmovilizado material | 161
Activos por impuesto diferido | 5
Otros activos no corrientes | 9
Otros activos corrientes | 26
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes | 24
Total activos | 790
Provisiones corrientes y no corrientes | 1
Deuda financiera corriente y no corriente | 106
Pasivos por impuestos diferido | 144
Otros pasivos corrientes | 54
Total pasivos | 305
ACTIVOS NETOS ADQUIRIDOS | 485
PRECIO NETO DE ADQUISICIÓN | 544
FONDO DE COMERCIO | 59

En el periodo y desde la fecha de adquisición, los negocios adquiridos han generado unos ingresos de explotación de 6
millones de euros, con un resultado neto de -1 millón de euros.
Los gastos por la transacción incurridos en el periodo ascienden a 2 millones de euros y han sido registrados en el epígrafe
“Otros gastos de explotación” de la cuenta de pérdidas y ganancias.

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Cuentas Anuales 2023 | 43 | Grupo Repsol

(12) Inmovilizado material
La distribución entre segmentos de negocio de los activos del inmovilizado material a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la
siguiente:
k

|  | Coste Bruto |  | Amortización y deterioro acumulado |  | Coste Neto
Millones de euros |  | 31/12/2023 | 31/12/2022 |  | 31/12/2023 | 31/12/2022 |  | 31/12/2023 | 31/12/2022
Exploración y Producción |  | 29.294 | 29.367 |  | (16.992) | (17.998) |  | 12.302 | 11.369
Industrial |  | 23.225 | 22.402 |  | (15.804) | (15.595) |  | 7.421 | 6.807
Cliente |  | 5.998 | 5.784 |  | (3.832) | (3.656) |  | 2.166 | 2.128
GBC |  | 3.209 | 1.756 |  | (154) | (51) |  | 3.055 | 1.705
Corporación |  | 953 | 1.043 |  | (511) | (582) |  | 442 | 461
TOTAL |  | 62.679 | 60.352 |  | (37.293) | (37.882) |  | 25.386 | 22.470

Las principales categorías de activos materiales a 31 de diciembre de 2023 y 2022 son las siguientes:

|  |  | Exploración y Producción |  | Industrial, Cliente y GBC |  | Corporación |  |
|  |  | Inversión zonas con reservas | Inversiones en exploración | Otros |  | Terrenos, edificios y otras construcciones | Maquinaria e instalaciones | Otros | Inmov. en curso |  | Sede social, terrenos, construcciones y otros |  | Total
Millones de euros |  |  |
Coste bruto |  | 26.314 | 1.953 | 1.099 |  | 2.233 | 23.407 | 2.011 | 2.292 |  | 1.043 |  | 60.352
Amortización y deterioro |  | (16.020) | (1.601) | (376) |  | (1.035) | (17.067) | (1.200) | — |  | (583) |  | (37.882)
Coste neto 31/12/22 |  | 10.294 | 352 | 723 |  | 1.198 | 6.340 | 811 | 2.292 |  | 460 |  | 22.470
Coste bruto |  | 25.951 | 1.928 | 1.410 |  | 2.346 | 24.352 | 2.008 | 3.730 |  | 954 |  | 62.679
Amortización y deterioro |  | (15.171) | (1.516) | (307) |  | (1.086) | (17.406) | (1.295) | — |  | (512) |  | (37.293)
Coste neto 31/12/23 |  | 10.780 | 412 | 1.103 |  | 1.260 | 6.946 | 713 | 3.730 |  | 442 |  | 25.386

Los principales activos del inmovilizado material corresponden a:
– En el segmento E&P, las inversiones en zonas con reservas de hidrocarburos en fase de producción (destacando los
activos en EE.UU., Reino Unido, Perú y Noruega) y de exploración (principalmente en Colombia, EE.UU., Méjico e
Indonesia).
– En el negocio Industrial, las cinco refinerías en España (Tarragona, A Coruña, Bilbao, Cartagena y Puertollano) y la de
Perú (La Pampilla) y plantas químicas en España y Portugal, así como los derechos de uso en buques y gaseoductos
para la actividad de trading.
– En el negocio Cliente, los derechos sobre las instalaciones de las EE.S en España y, en menor medida, Portugal.
– En el negocio de GBC, a los activos de generación de fuentes renovables en España (generación hidráulica, solar y
eólica), EE.UU. (generación solar) y Chile.
– En Corporación, destacan la sede corporativa en Madrid (Campus) y el Centro de Tecnología de Repsol en Móstoles
(CTR).
De acuerdo con la práctica de la industria, Repsol asegura sus activos y operaciones a nivel global. Entre los riesgos
asegurados se incluyen los daños en elementos del inmovilizado material y las consecuentes interrupciones en el negocio
que éstas conllevan en la mayoría de las operaciones. El Grupo considera que el actual nivel de cobertura es, en general,
adecuado para los riesgos inherentes a su actividad.

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Cuentas Anuales 2023 | 44 | Grupo Repsol

El movimiento del coste bruto del inmovilizado material durante los ejercicios 2023 y 2022 es el siguiente:

|  | Exploración y Producción |  | Industrial, Cliente y GBC |  | Corporación |  |
|  | Inversión zonas con reservas | Inversiones en exploración | Otro inmov. |  | Terrenos, edificios y otras construcc. | Maquinaria e instalaciones | Otro inmov. | Inmov. en curso |  | Sede social, terrenos, construcc. y otros |  | Total
Millones de euros |  |
Saldo a 1 enero 2022 | 24.428 | 2.313 | 897 |  | 2.151 | 22.775 | 1.728 | 1.212 |  | 1.025 |  | 56.529
| Inversiones | 1.587 | 144 | 150 |  | — | 7 | 6 | 1.605 |  | 21 |  | 3.520
| Retiros o bajas | (2.305) | (53) | (9) |  | (8) | (206) | (69) | (13) |  | (4) |  | (2.667)
| Diferencias de conversión | 1.354 | 140 | 47 |  | 14 | 180 | 38 | 4 |  | — |  | 1.777
| Variación del perímetro de consolidación | — | — | — |  | 4 | — | (45) | 68 |  | — |  | 27
| Reclasificaciones y otros (1) | 1.250 | (591) | 14 |  | 72 | 651 | 353 | (584) |  | 1 |  | 1.166
Saldo a 31 diciembre 2022 | 26.314 | 1.953 | 1.099 |  | 2.233 | 23.407 | 2.011 | 2.292 |  | 1.043 |  | 60.352
| Inversiones | 1.188 | 77 | 423 |  | — | 26 | 5 | 2.300 |  | 16 |  | 4.035
| Retiros o bajas | (1.057) | (7) | (99) |  | (14) | (247) | (21) | (8) |  | (108) |  | (1.561)
| Diferencias de conversión | (926) | (65) | (46) |  | (7) | (89) | (25) | (26) |  | — |  | (1.184)
| Variación del perímetro de consolidación | 248 | (44) | 41 |  | 72 | 90 | 6 | 156 |  | — |  | 569
| Reclasificaciones y otros (1) | 184 | 14 | (8) |  | 62 | 1.165 | 32 | (984) |  | 3 |  | 468
Saldo a 31 diciembre 2023 | 25.951 | 1.928 | 1.410 |  | 2.346 | 24.352 | 2.008 | 3.730 |  | 954 |  | 62.679

(1) En 2023 y 2022 incluye reclasificaciones del epígrafe “Inmovilizado en curso” fundamentalmente a “Maquinaria e instalaciones”, por diversos proyectos de
mejora, reparación y remodelación de las refinerías del Grupo, así como por la entrada en operación de los proyectos de las inversiones en proyectos
eólicos y solares que Repsol está desarrollando en España y EE.UU. Adicionalmente incluye las altas de los derechos de uso asociados a los
arrendamientos (ver apartado al final de esta Nota) y la actualización de las provisiones por desmantelamiento de activos. En 2022 E&P "Inversiones en
zonas con reservas" incluía reclasificaciones desde "Permisos de exploración"(tras la decisión final de inversión de los activos exploratorios en Alaska y en
Castile y Leon en el Golfo de México) y desde "Otro inmovilizado" del inmovilizado intangible (de inversión en los activos de gas de la compañía gasista
estadounidense Rockdale Marcellus).
En 2023 las "Inversiones" en inmovilizado material (4.035 millones de euros), se corresponden principalmente con:
– En el segmento E&P, activos en EE.UU. (destacan los nuevos pozos productivos en EagleFord y Marcellus y el desarrollo
de los activos ubicados en Golfo de México y Alaska).
– En el negocio Industrial, mantenimiento y mejora de los complejos industriales, así como inversión en grandes
proyectos de descarbonización (planta de biocombustibles en Cartagena, ampliación del complejo químico de Sines en
Portugal y electrolizadores para el consumo de hidrógeno de las refinerías).
– En el negocio de GBC, los desarrollos de proyectos renovables en EE.UU. (destacan los proyectos solares de Frye y
Outpost) y en España (Delta 2, Sigma y Pi).
Las inversiones de 2023 se han incrementado respecto a las de 2022 (3.520 millones de euros), principalmente por el impulso
al desarrollo de proyectos renovables, en línea con los objetivos de incremento de capacidad instalada renovable marcados en
el Plan Estratégico.
En 2023 "Variaciones del perímetro de consolidación" incluye fundamentalmente, en E&P, el alta de inmovilizado material de
Repsol Resources UK, tras haber adquirido a Sinopec su participación del 49%, con lo que Repsol se ha convertido en el
propietario del 100% de la compañía (ver Nota 13), y la baja por la desinversión de Repsol en Canadá (ver Nota 19.7). En GBC
incluye principalmente el alta del inmovilizado adquirido en la combinación de negocios de Asterion Energies (ver Nota 11).

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 45 | Grupo Repsol

E l movimiento de la amortización y los deterioros de valor durante los ejercicios 2023 y 2022 es el siguiente:

|  | Exploración y Producción |  | Industrial, Cliente y GBC |  | Corporación |  |
|  | Inversión zonas con reservas | Inversiones en exploración | Otros |  | Terrenos, edificios y otras construcciones | Maquinaria e instalaciones | Otros | Inmov. en curso |  | Sede social, terrenos, construcciones y otros |  | Total
Millones de euros |  |
Saldo a 1 enero 2022 | (16.115) | (1.556) | (325) |  | (963) | (14.176) | (1.114) | — |  | (554) |  | (34.803)
| Amortizaciones | (939) | (90) | (36) |  | (60) | (864) | (134) | — |  | (28) |  | (2.151)
| Retiros o bajas | 1.711 | 53 | 7 |  | 8 | 198 | 76 | — |  | 2 |  | 2.055
| (Dotación)/Reversión pérdidas de valor | 353 | (23) | (7) |  | — | (2.134) | (1) | — |  | (3) |  | (1.815)
| Diferencias de conversión | (937) | (87) | (17) |  | (16) | (91) | (19) | — |  | — |  | (1.167)
| Variación del perímetro de consolidación | — | — | — |  | — | — | — | — |  | — |  | —
| Reclasificaciones y otros | (93) | 102 | 2 |  | (4) | — | (8) | — |  | — |  | (1)
Saldo a 31 diciembre 2022 | (16.020) | (1.601) | (376) |  | (1.035) | (17.067) | (1.200) | — |  | (583) |  | (37.882)
| Amortizaciones | (1.187) | (39) | (46) |  | (60) | (813) | (121) | — |  | (23) |  | (2.289)
| Retiros o bajas | 1.048 | 7 | 90 |  | 12 | 205 | 20 | — |  | 93 |  | 1.475
| (Dotación)/Reversión pérdidas de valor | (124) | 21 | — |  | (1) | 245 | (4) | — |  | — |  | 137
| Diferencias de conversión | 541 | 52 | 15 |  | 3 | 67 | 14 | — |  | — |  | 692
| Variación del perímetro de consolidación | 577 | 44 | — |  | — | (1) | — | — |  | — |  | 620
| Reclasificaciones y otros | (6) | — | 10 |  | (5) | (42) | (4) | — |  | 1 |  | (46)
Saldo a 31 diciembre 2023 | (15.171) | (1.516) | (307) |  | (1.086) | (17.406) | (1.295) | — |  | (512) |  | (37.293)

El coste neto, pendiente de amortización, de los activos amortizables asciende a 31 de diciembre de 2023 a 20.310 millones
de euros. Los activos no amortizables, es decir, terrenos e inmovilizado en curso, ascienden, a 585 y 4.491 millones de euros a
31 de diciembre de 2023, respectivamente, y 584 y 2.753 millones de euros a 31 de diciembre de 2022, respectivamente.
Con carácter general, los elementos del inmovilizado se amortizan linealmente en función de su vida útil estimada (véase la
Nota 4.4 en relación con el inmovilizado vinculado a las actividades de exploración y producción de hidrocarburos). A
continuación se detalla la vida útil inicial estimada de los principales activos, según su naturaleza:

Vida útil estimada | Años
Edificios y otras construcciones | 14-50
Maquinaria e instalaciones: |
Maquinaria, instalaciones y utillaje | 8-25
Instalaciones complejas especializadas (principalmente complejos industriales Refino y Química): |
Unidades | 6-25
Tanques de almacenamiento | 14-30
Líneas y redes | 12-25
Instalaciones complejas especializadas (generación de electricidad) | 18-38
Otro inmovilizado Material (Elementos de transporte, mobiliario y enseres...) | 4-15

En 2023, la mayor amortización se explica principalmente por el segmento de E&P como consecuencia de la mayor inversión
y producción de los activos en EE.UU. (Marcellus e Eagle Ford), en Noruega (mayor actividad del campo YME) y Reino Unido
(incorporación de Repsol Resources, UK Ltd.), compensada parcialmente por la menor amortización de las refinerías del
Grupo tras los deterioros reconocidos en 2022.
En 2023, no se ha tenido que modificar la vida útil estimada de las plantas industriales 36 y comerciales del Grupo como
consecuencia del impacto previsto por la transición energética en la demanda de nuestros productos (ver Nota 4.5.2).
El epígrafe “Inmovilizado materia l” incluye elementos totalmente amortizados por importe de 10.857 y 10.453 millones de
euros a 31 de diciembre de 2023 y 2022 respectivamente.
A 31 de diciembre de 2023 y 2022 el importe de los deterioros de activos ascendía a 5.922 y 7.014 millones de euros,
respectivamente, correspondiendo fundamentalmente al deterioro de "Inversión en zonas con reservas" (3.381 y 4.102 millones
de euros en 2023 y 2022, respectivamente) y "Maquinaria e instalaciones"(2.307 y 2.601 millones de euros en 2023 y 2022,
respectivamente). Para más información véase Nota 20.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 46 | Grupo Repsol

36 En 2022, se revisaron las vidas útiles de determinadas instalaciones de las refinerías del Grupo, en función de los plazos previstos para su
desmantelamiento, sin que supusiera un impacto significativo en los estados financieros del Grupo.
Derechos de uso y concesiones
Dentro del "Inmovilizado material”, se incluyen derechos de uso, cuya composición y movimiento es el siguiente:

Activos por derecho de uso |  | Maquinaria e instalaciones |  | Elementos de transporte |  | Edificios |  | Terrenos |  | Otros |  | Total
Millones de euros |
Saldo a 1 de enero de 2022 |  | 1.477 |  | 179 |  | 42 |  | 201 |  | 190 |  | 2.089
Altas |  | 97 |  | 38 |  | 1 |  | 50 |  | 109 |  | 295
Retiros o bajas |  | (3) |  | — |  | (1) |  | — |  | — |  | (4)
Amortizaciones y deterioros |  | (544) |  | (76) |  | (15) |  | (20) |  | (74) |  | (729)
Diferencias de conversión y otros |  | 53 |  | 8 |  | 2 |  | 5 |  | 14 |  | 82
Saldo a 31 de diciembre de 2022 |  | 1.080 |  | 149 |  | 29 |  | 236 |  | 239 |  | 1.733
Altas |  | 187 |  | 205 |  | 28 |  | 15 |  | (1) |  | 434
Retiros o bajas |  | (28) |  | — |  | (2) |  | — |  | (4) |  | (34)
Amortizaciones y deterioros |  | (184) |  | (70) |  | (13) |  | (20) |  | (73) |  | (360)
Diferencias de conversión y otros |  | (1) |  | (10) |  | (1) |  | 55 |  | 22 |  | 65
Saldo a 31 de diciembre de 2023 |  | 1.054 |  | 274 |  | 41 |  | 286 |  | 183 |  | 1.838

Los contratos de arrendamiento más relevantes son los siguientes:
– Por las EE.S. que el Grupo tiene en España, Portugal y Perú, se firman contratos de arrendamiento por varios conceptos
y duración variable. A 31 de diciembre de 2023, el importe correspondiente de los derechos de uso asciende a 853
millones de euros y las cuotas futuras reconocidas como pasivo financiero a 896 millones de euros.
– Contrato para el transporte de gas natural a través de un gaseoducto que une la planta de Saint John LNG (Canadá) con
la frontera norteamericana con Emera Brunswick Pipeline Company, Ltd. por un plazo de 25 años (renovable hasta un
periodo de 30 años adicionales). La fecha efectiva del contrato fue julio de 2009. A 31 de diciembre de 2023 los derechos
de uso por este contrato se encuentran totalmente provisionados (al igual que en 2022) y las cuotas futuras reconocidas
como pasivo financiero ascienden a 378 millones de dólares (342 millones de euros).
– Contrato para el transporte por gaseoducto del gas natural procedente de Canadá desde la frontera con Canadá hasta
Dracut (EE.UU.) con Maritimes & North East Pipeline por un plazo de 25 años (renovable hasta un periodo de 30 años
adicionales). La fecha efectiva inicial del contrato fue marzo de 2009. A 31 de diciembre de 2023 el importe
correspondiente de los derechos de uso asciende a 181 millones de euros 37 y las cuotas futuras reconocidas como pasivo
financiero a 761 millones de dólares (688 millones de euros).
Dentro del "Inmovilizado material”, también se incluyen concesiones administrativas, principalmente correspondientes a
instalaciones portuarias para la recepción de crudo y salida de productos en las refinerías e instalaciones asociadas a
concesiones administrativas de estaciones de servicio, por un coste neto de 158 y 171 millones de euros a 31 de diciembre de
2023 y 2022, respectivamente. Estas concesiones revertirán al Estado entre los años 2024 y 2084.

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Cuentas Anuales 2023 | 47 | Grupo Repsol

37 Derecho de uso deteriorados por importe de 330 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 (341 millones de euros a 31 de diciembre de 2022).
(13) Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación
Se reflejan en este epígrafe las inversiones que conforme a NIIF-UE, califican como negocios conjuntos (es decir, las
participaciones en entidades de control conjunto) así como las inversiones en entidades asociadas (es decir, aquellas en las
que Repsol ejerce influencia significativa). Estas inversiones se reflejan en los estados financieros por el método de la
participación (ver Nota 4.4.1).
El movimiento habido en este epígrafe durante 2023 y 2022 ha sido el siguiente:

Inversiones contabilizadas aplicando método de participación |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Saldo al inicio del ejercicio |  | 4.302 |  | 3.554
Inversiones netas |  | (78) |  | 74
Variaciones del perímetro de consolidación |  | (1.024) |  | 55
Resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación (1) |  | 34 |  | 989
Dividendos repartidos (2) |  | (446) |  | (751)
Diferencias de conversión |  | (59) |  | 192
Reclasificaciones y otros movimientos |  | 228 |  | 189
Saldo al cierre del ejercicio |  | 2.957 |  | 4.302

(1) Los menores resultados en 2023 obedecen principalmente a negocios de Exploración y Producción cuyos ingresos se han visto afectados por el
significativo descenso de los precios de los hidrocarburos en el periodo. Este epígrafe no incluye el “Otro resultado integral” por importe de -56 millones de
euros en 2023 (-49 millones de euros correspondientes a negocios conjuntos) y de 197 millones de euros en 2022 (173 millones de euros correspondientes
a negocios conjuntos), derivadas fundamentalmente de diferencias de conversión.
(2) En 2023 fundamentalmente Repsol Sinopec Brasil (249 millones de euros), BPRY Caribbean Ventures, LLC. (112 millones de euros), Sierracol (32 millones
de euros) e YPFB Andina, S.A. (18 millones de euros), Edwards Gas Services LLC (18 millones de euros) y en 2022 principalmente a Repsol Sinopec Brasil
(388 millones de euros), Equion Energía Ltd (205 millones de euros), Sierracol (65 millones de euros) e YPFB Andina (29 millones de euros).
En 2023 "Variaciones del perímetro de consolidación" incluye, principalmente, la baja de la participación del 51% en Repsol
Resources, UK Ltd. negocio conjunto con Sinopec de Exploración y Producción en Reino Unido, tras haber adquirido Repsol a
Sinopec su participación del 49%, con lo que se ha convertido en el propietario del 100% de la compañía (ver apartado
específico de la adquisición al final de esta Nota) y la adquisición del 50,01% de CIDE HC Energía, S.A.U -CHC- (sociedad
comercializadora de electricidad en España que ha aportado una cartera de aproximadamente 320 mil clientes).
El detalle de las inversiones que han sido contabilizadas aplicando el método de la participación, son:

Detalle de inversiones contabilizadas aplicando el método de participación |  | Millones de euros
|  | Valor contable de la inversión (2)
|  | 2023 |  | 2022
Negocios conjuntos |  | 2.698 |  | 3.916
Entidades asociadas (1) |  | 259 |  | 386
TOTAL |  | 2.957 |  | 4.302

(1) Incluye fundamentalmente la participación en Hecate Ener gy, LLC, OGCI Climate Investments Llp, Salamanca Infraestructure, LLC., y Oleoductos de
Crudos Pesados (OCP) Ltd.
(2) En 2023, corresponden a Exploración y Producción 2.105 millones de euros (3.383 millones de euros en 2022).
Sobre la base de los acuerdos de accionistas firmados en cada sociedad, cuando las decisiones estratégicas, operativas y
financieras requieren del consentimiento unánime de las partes que comparten el control, dichas sociedades se consideran
negocios conjuntos siempre que no se trate de una operación conjunta. Destacamos a continuación los más significativos:
– Repsol Sinopec Brasil, S.A. (RSB). Repsol tiene una participación del 60% en RSB a través de Repsol Lux E&P S.A.R.L.
participada al 100% por Repsol Upstream B.V. y ésta a su vez participada al 100% por Repsol, S.A. El 40% restante de
dicha sociedad corresponde a Tiptop Luxembourg, S.A.R.L., entidad del grupo chino Sinopec. Las principales actividades
son la exploración, producción y comercialización de hidrocarburos en Brasil. En relación con las garantías otorgadas
por el Grupo a favor de RSB, véase la Nota 25.
– YPFB Andina, S.A. (Andina). Repsol tiene una participación del 48,33% en el capital Andina a través de Repsol Bolivia,
S.A., siendo el resto de los socios la corporación estatal YPF Bolivia (51%) y accionistas minoritarios (0,67%). Las
principales actividades de esta sociedad son la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos,
fundamentalmente en Bolivia. En relación con los riesgos y exposición patrimonial del Grupo en Bolivia, véase la Nota
20.3.
– BPRY Caribbean Ventures, LLC. (BPRY). Repsol participa en BPRY con una inversión del 30% de su capital social a través
de Repsol Exploración, S.A. El 70% restante es propiedad de British Petroleum Ltd, compañía del grupo BP. Las
principales actividades de esta sociedad y sus filiales son la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos
en Trinidad y Tobago.

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Cuentas Anuales 2023 | 48 | Grupo Repsol

– Petroquiriquire, S.A. (PQQ). Repsol participa con un 40% en PQQ a través de Repsol Exploración, S.A. Petroquiriquire es
una empresa mixta venezolana, participada por las empresas estatales Corporación Venezolana de Petróleo, S.A. (CVP)
con el 56% y PDVSA Social, S.A. con el 4%. Su principal actividad es la producción y venta de petróleo y gas en
Venezuela. En relación con los riesgos y exposición patrimonial del Grupo en Venezuela, véase la Nota 20.3.
– Cardón IV, S.A. (Cardón IV). Repsol participa con un 50% en Cardón IV a través de Repsol Exploración, S.A. El 50%
restante es propiedad del grupo ENI. Cardón IV es una licenciataria de gas cuya principal actividad es su producción y
venta en Venezuela. En relación con los riesgos y exposición patrimonial del Grupo en Venezuela, véase la Nota 20.3.
A continuación se presenta in formación financiera resumida de las principales entidades que se consolidan por el método de
la participación, preparada de acuerdo con NIIF-UE (ver Nota 4), y su reconciliación con el valor contable de la inversión en
los estados financieros consolidados 38:

Resultados de negocios conjuntos |  | RSB |  | YPFB Andina |  | BPRY |  | PQQ |  | Cardón IV
Millones de euros |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022
Ingresos ordinarios |  | 1.528 |  | 2.044 |  | 163 |  | 189 |  | 1.555 |  | 3.595 |  | 315 |  | 331 |  | 983 |  | 856
Amortización y deterioros (1) |  | (264) |  | (351) |  | (55) |  | (248) |  | (1.686) |  | (618) |  | — |  | (212) |  | (636) |  | (183)
Otros ingresos/(gastos) de explotación |  | (652) |  | (707) |  | (54) |  | (95) |  | (897) |  | (1.411) |  | (45) |  | 81 |  | (266) |  | (229)
Rdo. de explotación |  | 612 |  | 986 |  | 54 |  | (154) |  | (1.028) |  | 1.566 |  | 270 |  | 200 |  | 81 |  | 444
Intereses netos |  | 22 |  | 8 |  | — |  | — |  | (143) |  | (113) |  | (108) |  | (65) |  | (6) |  | (38)
Resto de partidas del Rdo financiero |  | (118) |  | (94) |  | (8) |  | (9) |  | (36) |  | (32) |  | (40) |  | (6) |  | 30 |  | (10)
Rdo. inversiones método participación (2) |  |  |  | — |  | (17) |  | (18) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | —
Rdo. antes de impuestos |  | 516 |  | 900 |  | 29 |  | (181) |  | (1.207) |  | 1.421 |  | 122 |  | 129 |  | 105 |  | 396
Gasto por impuesto |  | (93) |  | (239) |  | (7) |  | 34 |  | 614 |  | (811) |  | (323) |  | (81) |  | 46 |  | (116)
Rdo. atribuido a la sociedad dominante |  | 423 |  | 661 |  | 22 |  | (147) |  | (593) |  | 610 |  | (201) |  | 48 |  | 151 |  | 280
Participación de Repsol |  | 60% |  | 60% |  | 48% |  | 48% |  | 30% |  | 30% |  | 40% |  | 40% |  | 50% |  | 50%
Rdo. por integración |  | 254 |  | 397 |  | 11 |  | (71) |  | (178) |  | 183 |  | (80) |  | 19 |  | 76 |  | 140
Dividendos |  | 249 |  | 388 |  | 18 |  | 46 |  | 112 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | —
Otro resultado global (3) |  | (49) |  | 84 |  | (8) |  | 21 |  | 1 |  | — |  | 19 |  | (31) |  | (7) |  | (8)

(1) Incluye deterioros netos de activos en BPRY, YPFB Andina y Cardón IV y por riesgo de crédito, principalmente, en Cardón IV (ver Nota 20).
(2) Neto de impuestos.
(3) Epígrafes "Ganancias/(pérdidas) por valoración” e "Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias” del Estado de ingresos y gastos reconocidos.

Valor contable de la participación |  | RSB |  | YPFB Andina |  | BPRY |  | PQQ |  | Cardón IV
Millones de euros |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022
Activos no corrientes |  | 3.803 |  | 3.701 |  | 498 |  | 575 |  | 1.998 |  | 3.106 |  | 303 |  | 207 |  | 690 |  | 863
Activos corrientes: |  | 651 |  | 909 |  | 254 |  | 241 |  | 574 |  | 1.815 |  | 390 |  | 433 |  | 471 |  | 174
Efectivo y equivalentes de efectivo |  | 359 |  | 359 |  | 111 |  | 39 |  | 96 |  | 308 |  | — |  | — |  | 22 |  | 9
Otros activos corrientes (1) |  | 292 |  | 550 |  | 143 |  | 202 |  | 478 |  | 1.507 |  | 390 |  | 433 |  | 449 |  | 165
Total Activos |  | 4.454 |  | 4.610 |  | 752 |  | 816 |  | 2.572 |  | 4.921 |  | 693 |  | 640 |  | 1.161 |  | 1.037
Pasivos no corrientes: |  | 1.727 |  | 1.808 |  | 267 |  | 264 |  | 2.127 |  | 2.787 |  | 1.221 |  | 986 |  | 308 |  | 342
Pasivos financieros |  | 810 |  | 900 |  | — |  | — |  | 1.381 |  | 1.392 |  | 944 |  | 868 |  | 5 |  | 46
Otros pasivos no corrientes |  | 917 |  | 908 |  | 267 |  | 264 |  | 746 |  | 1.395 |  | 227 |  | 118 |  | 303 |  | 296
Pasivos corrientes: |  | 457 |  | 507 |  | 35 |  | 72 |  | 851 |  | 1.017 |  | 1.005 |  | 906 |  | 400 |  | 379
Pasivos financieros |  | 170 |  | 176 |  | — |  | — |  | 398 |  | 414 |  | — |  | — |  | 1 |  | —
Otros pasivos corrientes (1) |  | 287 |  | 331 |  | 35 |  | 72 |  | 453 |  | 603 |  | 1.005 |  | 906 |  | 399 |  | 379
Total Pasivos |  | 2.184 |  | 2.315 |  | 302 |  | 336 |  | 2.978 |  | 3.804 |  | 2.226 |  | 1.892 |  | 708 |  | 721
Activos netos |  | 2.270 |  | 2.295 |  | 450 |  | 480 |  | (406) |  | 1.117 |  | (1.533) |  | (1.252) |  | 453 |  | 316
Participación de Repsol |  | 60% |  | 60% |  | 48% |  | 48% |  | 30% |  | 30% |  | 40% |  | 40% |  | 50% |  | 50%
Participación en los activos netos (2) |  | 1.362 |  | 1.377 |  | 216 |  | 230 |  | (122) |  | 335 |  | (613) |  | (501) |  | 227 |  | 158
Fondo de comercio |  | — |  | — |  | — |  | — |  |  |  | — |  | — |  | — |  | — |  | —
Valor contable de la inversión |  | 1.362 |  | 1.377 |  | 216 |  | 230 |  | — |  | 335 |  | — |  | — |  | 227 |  | 158

Nota: Los importes desglosados en las tablas figuran al porcentaje de participación del Grupo en cada una de las sociedades.
(1) En PQQ, en otros activos y pasivos corrientes, incluye la compensación de créditos y deudas recíprocas con PDVSA en los términos acordados.
(2) PQQ: en 2023 y 2022 se ha registrado una provisión para riesgos y gastos cuyo importe a 31 de diciembre asciende a 111 y 501 millones de euros,
respectivamente, correspondiente al valor negativo del Patrimonio Neto de PQQ (Ver Nota 15). BPRY: En 2023 el valor de la inversión se iguala a cero
minorando el valor contable del préstamo otorgado a esta entidad.

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Cuentas Anuales 2023 | 49 | Grupo Repsol

38 Para los acuerdos conjuntos y sociedades asociadas significativos: (i) no existen restricciones legales aplicables sobre la capacidad de transferir fondos al
Grupo, (ii) los estados financieros utilizados se refieren a la misma fecha que los de Repsol, S.A. y (iii) no existen pérdidas no reconocidas.
Ad quisición de Repsol Sinopec Resources, UK Ltd. (actualmente RRUK)
En relación con RRUK, negocio conjunto con Sinopec y cuya actividad se centra en los negocios de Upstream en Reino Unido,
el 31 de octubre de 2023 los socios han acordado resolver el procedimiento arbitral existente en relación con la adquisición
por Sinopec de su participación en RRUK al grupo canadiense Talisman, el cual, a su vez, fue adquirido por Repsol en 2015
(ver Nota 15.2). En el marco de este acuerdo, Repsol ha adquirido a Sinopec su participación accionarial del 49% en RRUK,
con lo que se ha convertido en el propietario del 100% de la compañía. La contraprestación total del acuerdo (resolución del
procedimiento arbitral y adquisición del 49% de RRUK) ha sido de aproximadamente 2.100 millones de dólares; no obstante,
una vez consolidada la caja y el resto de los activos financieros en RRUK correspondiente a la participación del 49%
adquirido, el impacto neto en la Deuda Neta para el Grupo ha sido de aproximadamente 1.000 millones de dólares.
De la contraprestación total del acuerdo, el importe asignado a la adquisición del 49% de RRUK ha ascendido a 1.132 millones
de dólares.
Los activos adquiridos se corresponden principalmente con "Inversiones en zonas con reservas" de campos maduros en Reino
Unido (ver Nota 12), las provisiones para cubrir sus futuros desmantelamientos (ver Nota 15), créditos fiscales y activos netos
por impuestos diferidos (ver Nota 22) así como la caja y el resto de los activos financieros de la sociedad.
La contabilización de esta combinación de negocios es provisional, dado que aún no ha finalizado el plazo de doce meses
desde la adquisición permitida por la NIIF 3 “Combinaciones de negocios”.
El detalle de los activos netos adquiridos a 31 de octubre de 2023 y el fondo de comercio generado tras esta adquisición es el
siguiente (100% de los activos netos tras la baja de la participación previa del 51% de la sociedad):

| Millones de dólares
| Valor razonable
Inmovilizado material | 1.481
Activos por impuesto diferido | 1.457
Otros activos no corrientes | 174
Otros activos financieros corrientes | 2.298
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes | 113
Total activos | 5.523
Provisiones corrientes y no corrientes | 2.559
Deuda financiera corriente y no corriente | 92
Pasivos por impuestos diferido | 598
Total pasivos | 3.249
ACTIVOS NETOS ADQUIRIDOS | 2.274
PRECIO NETO DE ADQUISICIÓN | 2.310
FONDO DE COMERCIO | 36

El efecto que hubiera tenido la consolidación del 100% de RRUK desde 1 de enero de 2023 en los "ingresos de explotación" y
en el "resultado neto" hubiera sido de 758 y -8 millones de euros, respectivamente.
(14) Otros activos y pasivos no corrientes
El epígrafe "Otros activos no corrientes" incluye principalmente, en 2023 y 2022, cuentas a cobrar a PDVSA en Venezuela (ver
Nota 20.3) por 294 millones de euros netos de deterioro (318 millones de euros en 2022), activos fiscales en Alaska
Petroleum Tax asociados a las inversiones en Alaska por 182 millones de euros (107 millones de euros en 2022), depósitos
asociados al desmantelamiento de activos de Exploración y Producción ("sinking funds") por importe de 71 millones de euros
(69 millones de euros en 2022), principalmente en Indonesia, y los instrumentos financieros derivados asociados a
operaciones comerciales no corrientes (ver Nota 8).
El epígrafe "Otros pasivos no corrientes" incluye principalmente, en 2023 y 2022 los instrumentos financieros derivados
relacionados con operaciones comerciales (ver Nota 7), así como fianzas y depósitos recibidos por 123 millones de euros (122
millones de euros en 2022).

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Cuentas Anuales 2023 | 50 | Grupo Repsol

(15) Provisiones corrientes y no corrientes
15.1 Provisiones

| Repsol realiza juicios y estimaciones que afectan al registro y valoración de las provisiones por litigios, desmantelamiento y otras contingencias. El coste final de la liquidación de denuncias, reclamaciones, litigios y otras contingencias puede variar de las estimaciones previamente realizadas debido a diferencias en la fecha de materialización prevista, interpretación de las normas, opiniones técnicas y evaluaciones de la cuantía de los daños y responsabilidades. |
| Para el registro de provisiones de desmantelamiento asociadas a sus actividades, la complejidad del cálculo radica tanto en el registro inicial del valor actual de los costes futuros estimados como de los ajustes posteriores para reflejar el paso del tiempo, así como los cambios en las estimaciones por modificación de las hipótesis inicialmente utilizadas como consecuencia de avances tecnológicos, cambios regulatorios, factores económicos, políticos y de seguridad medioambiental, variaciones en el calendario o en las condiciones de las operaciones, etc. Las provisiones por desmantelamiento se actualizan periódicamente en función de la evolución de las estimaciones de costes y de las tasas de descuento. Estas tasas tienen en cuenta la tasa libre de riesgo por plazo y moneda y un diferencial en función de la estructura de endeudamiento y del plazo de los flujos de caja. En concreto, la media ponderada de las tasas utilizadas por el Grupo es del 5,9%. |
| Adicionalmente, Repsol realiza juicios y estimaciones al registrar costes y establecer provisiones para saneamientos y remediaciones medioambientales, para lo que se basa en la información actual relativa a costes y planes esperados de remediación en función de las leyes y regulaciones aplicables, la identificación y evaluación de los efectos causados sobre el medioambiente, así como las tecnologías aplicables. |
| Por tanto, cualquier modificación en los factores o circunstancias relacionados con este tipo de provisiones, así como en las normas y regulaciones que las afectan, podría tener, un efecto significativo en las provisiones registradas. |

El saldo a 31 de diciembre de 2023 y 2022 de las distintas provisiones del Grupo, así como sus movimientos entre ejercicios,
son los siguientes:

Provisiones para riesgos y gastos corrientes y no corrientes
|  | Millones de euros
|  | Desmantelamiento de activos |  | Consumo de derechos emisión de CO 2 |  | Riesgos por litigios |  | Otras provisiones (1) |  | Total
Saldo a 1 enero 2022 |  | 1.709 |  | 469 |  | 779 |  | 1.331 |  | 4.288
Dotaciones con cargo a resultados (2) |  | 113 |  | 1.099 |  | 29 |  | 468 |  | 1.709
Aplicaciones con abono a resultados |  | (28) |  | — |  | (25) |  | (60) |  | (113)
Cancelación por pago |  | (81) |  | — |  | (51) |  | (231) |  | (363)
Variaciones del perímetro de consolidación |  | — |  | — |  | — |  | — |  | —
Diferencias de conversión, reclasificaciones y otros (3) |  | 26 |  | (477) |  | 47 |  | 15 |  | (389)
Saldo a 31 diciembre 2022 |  | 1.739 |  | 1.091 |  | 779 |  | 1.523 |  | 5.132
Dotaciones con cargo a resultados (2) |  | 279 |  | 995 |  | 502 |  | 311 |  | 2.087
Aplicaciones con abono a resultados |  | (10) |  | (11) |  | (9) |  | (24) |  | (54)
Cancelación por pago (4) |  | (133) |  | (3) |  | (278) |  | (212) |  | (626)
Variaciones del perímetro de consolidación (5) |  | 2.226 |  | (2) |  | — |  | (24) |  | 2.200
Diferencias de conversión, reclasificaciones y otros (3) |  | (235) |  | (1.087) |  | (886) |  | (28) |  | (2.236)
Saldo a 31 diciembre 2023 |  | 3.866 |  | 983 |  | 107 |  | 1.546 |  | 6.502

(1) "Otras provisiones" incluye las constituidas para hacer frente a saneamientos y remediaciones medioambientales (ver apartado siguiente), compromisos
por pensiones (ver Nota 27), incentivos a empleados (ver Nota 27) y riesgos fiscales no relacionados con el impuesto de beneficios (ver Nota 22),
reestructuración de plantilla y otras provisiones para cubrir obligaciones derivadas de la participación en sociedades. Las provisiones fiscales relacionadas
con el impuesto sobre beneficios se presentan en el epígrafe "Pasivos por Impuestos diferidos y otros fiscales" del balance de situación (ver Nota 22).
(2) Incluye fundamentalmente: (i) 100 y 66 millones de euros, en 2023 y 2022 respectivamente, correspondientes a la actualización financiera de provisiones;
(ii)"Consumos de derechos de emisión de CO2" por importe de 995 y 1.099 millones de euros, en 2023 y 2022 respectivamente por el gasto por los
derechos necesarios para cubrir las emisiones de CO2; (iii) "Desmantelamiento de activos", en 2023 destaca la actualización de las provisiones de
desmantelamiento de los activos de exploración y producción en España. En 2023, una variación en la tasa de descuento de un +/- 50 puntos básicos
disminuiría/aumentaría las provisiones en -122 y 137 millones de euros; (iv) "Riesgos por litigios", en 2023 incluye principalmente dotaciones por los
acuerdos alcanzados para poner fin a acuerdos litigiosos (ver aparatado 15.2 de esta Nota); y (v) "Otras provisiones", en 2023 incluye principalmente
provisiones por reestructuración de plantilla, la actualización correspondiente a la provisión por el derrame de petróleo producido en la refinería La
Pampilla, provisiones por contingencias medioambientales y otras; en 2022 incluye la dotación correspondiente al derrame de petroleo producido en la
refinería de la Pampilla (ver Nota 15.2).
(3) En 2023 y 2022 "Consumo de derechos de CO2" incluye la baja de los derechos consumidos por las emisiones realizadas en los ejercicios 2022 y 2021,
respectivamente y "Otras provisiones" incluye la actualización de valor negativo de las inversiones en Petroquiriquire (ver Nota 13). En 2023 en el epígrafe de
“Riesgos por litigios” incluye la baja de la provisión para hacer frente a los riesgos derivados del arbitraje con Addax tras el acuerdo alcanzado con Sinopec
(ver Nota 15.2).
(4) En 2023 "Riesgos por litigios" incluye principalmente el pago por el acuerdo para resolver un litigio en EE.UU. relacionados con la compañía Maxus (ver
Nota 15.2).
(5) En 2023 "Variaciones del perímetro de consolidación" incluye fundamentalmente el alta de provisiones para desmantelamiento de Repsol Resources UK
(RRUK), tras haber adquirido a Sinopec su participación del 49%, con lo que Repsol se ha convertido en el propietario del 100% de la compañía (ver Nota
13) y la baja de las provisiones por desmantelamiento de Repsol Canadá Energy Prtn (ver Nota 19.7).

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Cuentas Anuales 2023 | 51 | Grupo Repsol

A continuación se incluye una estimación de los vencimientos de las provisiones al cierre del ejercicio 2023:

Vencimientos provisiones |  | Vencimientos(1) en millones de euros
|  | Inferior a un año |  | De 1 a 5 años |  | > de 5 años y/o Indet. |  | Total
Provisión por desmantelamientos |  | 313 |  | 1.126 |  | 2.427 |  | 3.866
Provisiones por consumo de derechos de emisión de CO 2 |  | 983 |  | — |  | — |  | 983
Provisión por riesgos por litigios |  | 2 |  | 103 |  | 2 |  | 107
Otras provisiones |  | 261 |  | 529 |  | 756 |  | 1.546
TOTAL |  | 1.559 |  | 1.758 |  | 3.185 |  | 6.502

(1) Debido a las características de los correspondientes riesgos incluidos, los calendarios de vencimientos están sujetos a incertidumbres y cambios más allá
del control del Grupo, por lo que podrían variar en el futuro en función de la evolución de las circunstancias con las que se ha realizado la estimación.
Las provisiones por actuaciones medioambientales 39 a 31 de diciembre de 2023 ascienden a 130 millones de euros. Incluyen,
entre otros, los costes estimados derivados del derrame de petróleo producido en Refinería La Pampilla, S.A.A. (RELAPASAA)
por las actividades de contención, limpieza, remediación..., que se detalla a continuación. Adicionalmente, el Grupo tiene
registradas provisiones para cubrir los gastos futuros por desmantelamiento de sus campos de exploración y producción de
hidrocarburos y de sus complejos industriales.
Riesgos medioambientales -derrame en Perú-
El 15 de enero de 2022 se produjo un derrame de petróleo en las instalaciones de la Terminal Multiboyas N.º 2 de Refinería La
Pampilla, S.A.A. mientras se efectuaba una descarga de crudo desde el buque Mare Doricum al producirse un movimiento
incontrolado de dicho buque.
El derrame generó impacto en poblaciones y entorno naturales, así como en especies marinas de las costas peruanas. Las
acciones de limpieza de primera respuesta terminaron el 13 de abril de 2022. Actualmente se continúa realizando monitoreos
y acciones complementarias de limpieza en toda la zona tanto, en mar como en tierra, que son reportados a las autoridades
correspondientes.
Los monitoreos físicos, químicos e hidrobiológicos realizados por la Compañía comprueban que el mar y las playas
accesibles están cumpliendo, desde hace meses, con los más estrictos estándares medioambientales y, por tanto, no
representan ningún riesgo para la salud ni el medio ambiente. Estos informes fueron realizados por laboratorios acreditados y
todas las actualizaciones han sido entregadas a las autoridades correspondientes, el último informe completo del estado de
las áreas afectadas se entregó en abril del 2023.
Tras las acciones de limpieza realizadas por RELAPASAA, el informe más reciente del Organismo de Evaluación y
Fiscalización Ambiental (OEFA), confirma que los resultados del agua superficial del mar afectada por el derrame cumplen
con las normas ambientales. El Plan de Rehabilitación exigido por OEFA se ha presentado dentro del plazo previsto (octubre
de 2023) al Ministerio de Energía y Minas para su aprobación y posterior ejecución.
Respecto al Padrón Único de Afectados (damnificados por el derrame) elaborado por el Gobierno, al 31 de diciembre de 2023
se han suscrito acuerdos de compensación total con más del 95% de afectados de dicho padrón.
Los gastos reconocidos para cubrir los daños causados por el incidente, tales como actividades de contención, limpieza,
remediación, indemnizaciones a partes afectadas y otros costes relacionados, ascienden a un total de 352 millones de dólares
(307 millones de dólares en 2022). A 31 de diciembre de 2023 los costes pendientes de pago ascienden a 93 millones de
dólares. Estos pagos pueden variar por diversas circunstancias inherentes al avance de las actividades planeadas, así como
por la evolución de los procedimientos administrativos sancionadores cuyos resultados dependerán de las conclusiones que
se obtengan de las investigaciones aún en curso.
Sin perjuicio de las iniciativas que pudieran tomarse contra quien resulte responsable del derrame, RELAPASAA ratifica su
compromiso de continuar mitigando y remediando sus efectos, así como de trabajar con las autoridades y las comunidades
afectadas y de responder de la manera más efectiva ante la ciudadanía con total transparencia. La compañía también ha
declarado su intención de desarrollar proyectos sociales y sostenibles para contribuir a la recuperación económica en las
zonas afectadas. Desde 2022 se vienen implementando proyectos de ayuda social en dichas zonas.
Las pólizas de seguros corporativas cubren, sujeto a sus términos y condiciones, responsabilidades civiles por contaminación
en tierra y mar y, para algunos países y actividades, ciertas responsabilidades administrativas por contaminación en tierra,
derivadas todas ellas de hechos accidentales, repentinos e identificables, en línea con las prácticas habituales de la industria y

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Cuentas Anuales 2023 | 52 | Grupo Repsol

39 Repsol ha provisionado los importes necesarios para prevenir y reparar los efectos causados sobre el medioambiente, cuya estimación se realiza, con base
en criterios técnicos y económicos. Estos importes se presentan en los epígrafes “Provisiones corrientes y no corrientes” del balance de situación y en la
columna “Otras provisiones” del cuadro de movimiento de provisiones de la Nota 15.
la legislación exigible. En lo que respecta al incidente, actualmente se están coordinando con los gabinetes periciales
nombrados por las empresas de seguros las actuaciones a seguir. A 31 de diciembre de 2023, se han cobrado 196 millones de
dólares (162 millones en 2022) en concepto de indemnización.
Para más información adicional sobre los litigios en curso derivados del derrame, véase el apartado siguiente. En relación los
impactos sobre el medioambiente del derrame y las acciones para mitigarlos, véase los apartados 7.3.2 Respeto de los
derechos humanos y relación con las comunidades y 7.3.3 Seguridad del Informe de gestión consolidado 2023.
15.2 Litigios

Los importes provisionados se calculan de acuerdo con la mejor estimación de la cuantía necesaria para liquidar el litigio correspondiente, basándose, entre otros, en un análisis individualizado de los hechos y opiniones legales de sus asesores internos y externos o tomando en consideración la experiencia de sucesos pasados.

A 31 de diciembre de 2023, el balance de Repsol incluye provisiones por riesgos por litigios por un importe total de 107
millones de euros (779 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). A continuación, se desglosa el resumen de los
procedimientos judiciales o arbitrales más significativos y su situación a la fecha de formulación de las presentes Cuentas
Anuales consolidadas. Para los riesgos litigiosos de naturaleza fiscal véase las Notas 15.1 y 22.
Estados Unidos de América
Litigio del Río Passaic / Bahía de Newark
Los hechos a los que se hace referencia en este litigio están relacionados con la venta el 4 de septiembre de 1986 por Maxus
Energy Corporation (“Maxus”) de su antigua filial química, Diamond Shamrock Chemical Company (“Chemicals”) a
Occidental Chemical Corporation (“OCC”). Maxus acordó indemnizar a Occidental frente a ciertas contingencias
medioambientales relacionadas con las actividades de Chemicals anteriores a la fecha de la venta. Con posterioridad (1995),
Maxus fue adquirida por YPF, S.A. (“YPF”) y posteriormente (1999) Repsol, S.A. adquirió YPF.
En diciembre de 2005 el Department of Environmental Protection de Nueva Jersey (“DEP”) y el Spill Compensation Fund de
Nueva Jersey (conjuntamente, “el Estado de Nueva Jersey”) demandaron a Repsol YPF S.A. (actualmente denominada
Repsol, S.A., en lo sucesivo “Repsol”); YPF; YPF Holdings Inc. (“YPFH”); CLH Holdings (“CLHH”); Tierra Solutions, Inc.
(“Tierra”); Maxus; así como a OCC por la supuesta contaminación proveniente de la antigua planta de Chemicals que
presuntamente contaminó el río Passaic, la Bahía de Newark y otras aguas y propiedades cercanas.
El 26 de septiembre de 2012 OCC interpuso una “Second Amended Cross Claim” (“Cross Claim”) contra Repsol, YPF, Maxus
(conjuntamente los “Demandados”), Tierra y CLHH, reclamando, entre otras, que Repsol e YPF fueran declaradas
responsables de las deudas de Maxus.
El 5 de abril de 2016 el juez desestimó en su totalidad la demanda de OCC contra Repsol. El 17 de junio de 2016 Maxus
presentó solicitud de quiebra ante el Tribunal Federal de Quiebras del Estado de Delaware, requiriendo, además, la
suspensión de la Cross Claim. El 19 de octubre de 2017 el Juez titular estimó en su totalidad la demanda de Repsol contra
OCC, condenado a ésta al pago de 65 millones de dólares más intereses y costas.
El 14 de septiembre de 2018 Maxus (declarado por el Tribunal Federal de Quiebras de Delaware, sucesor de OCC -su principal
acreedor- como demandante en la Cross Claim) formalizó recurso de apelación sobre la sentencia adversa dictada en dicho
procedimiento, y que rechazaba el Alter Ego entre Maxus y Repsol. Simultáneamente, OCC formalizó recurso de apelación
sobre la demanda que le condenaba a abonar los 65 millones de dólares que Repsol tuvo que abonar al Estado de Nueva
Jersey. El 27 de diciembre de 2021, la Corte de Apelación estimó los recursos de OCC. La sentencia no declaraba a Repsol
responsable, sino que simplemente reenvía el caso nuevamente a la Corte de instancia por entender que esta Corte no podía
haberse pronunciado a través de un Summary Judgment en este momento procesal.
El 14 de junio de 2018, la Administración Concursal de Maxus (the Maxus Liquidating Trust) presentó una demanda (“New
Claim”) en el Tribunal Federal de Quiebras del Estado de Delaware contra YPF, Repsol y determinadas sociedades filiales de
ambas, por las mismas reclamaciones que se recogían en la Cross Claim.
El 6 de abril de 2023, Repsol e YPF alcanzaron un acuerdo transaccional que puso fin a todos los litigios pendientes
relacionados con la compañía Maxus (adquirida por YPF en 1995), pagando un importe total de 575 millones de dólares, que
se dividen por mitad entre Repsol e YPF. Este gasto ha sido registrado en el sub-epígrafe de "Otros gastos de explotación" de
la cuenta de pérdidas y ganancias con abono a al epígrafe de "Provisiones corrientes" del balance de situación.

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Cuentas Anuales 2023 | 53 | Grupo Repsol

El acuerdo incluye convenios con YPF, el Maxus Liquidating Trust, Occidental Chemical Corporation, la Environmental
Protection Agency (EPA), la National, Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) y el Departamento de Interior
de Estados Unidos, así como con los Estados de Ohio y Wisconsin. En virtud de estos convenios, Repsol obtiene la renuncia
a acciones por parte de los distintos firmantes y protecciones adicionales respecto a potenciales acciones futuras de terceros.
El 31 de julio de 2023 se obtuvo la aprobación judicial del Trust Settlement Agreement, Oxy Settlement Agreement y del
Government Agreement y el 7 de agosto de 2023, una vez verificado el pago del monto del acuerdo por parte de Repsol e
YPF, el tribunal aprobó las “stipulations of dismissal” (acuerdo de desistimiento) del litigio, poniendo fin al mismo.
Litigios relacionados con el Cambio Climático
Repsol Energy North America Corporation, Repsol Trading USA LLC y Repsol, SA son partes demandadas en litigios por
daños y perjuicios interpuestos por varios condados y municipios de California ante los tribunales estatales de California, por
las pérdidas derivadas del cambio climático supuestamente causado por las emisiones de sus productos u operaciones.
Adicionalmente, la asociación Pacific Coast Federation of Fishermens Associations, Inc. también presentó demanda contra
dichas empresas por motivos similares, habiendo desistido en diciembre del 2023. Las demandas alegan que el cambio
climático ha provocado y sigue provocando que el nivel del mar aumente y contribuya a otros impactos negativos (como
tormentas y sequías más violentas, de forma que las comunidades costeras son cada vez más propensas a inundaciones,
incendios forestales y daños por viento, etc...). Las demandas contienen, entre otras, las siguientes alegaciones: que las
actividades de estas sociedades constituyen "public nuissance" -una forma de daños (tort)- y, en segundo lugar, que las
demandadas minusvaloran los peligros del cambio climático (y la relación entre los productos de combustibles fósiles y el
cambio climático) para continuar vendiendo sus productos.
Estos litigios se dirigen contra varias empresas energéticas (más de 30 demandadas), y están aún pendientes de resolución;
es decir, a la fecha no existe ninguna resolución judicial firme que condene a estas entidades de Repsol por daños y perjuicios
por su supuesta contribución al cambio climático ni tampoco existe una cuantificación de los daños por los demandantes.
Reino Unido
Arbitraje Addax en relación con la compra de Talisman Energy UK Limited (TSEUK)
El 13 de julio de 2015, Addax Petroleum UK, Ltd. (“Addax”) y Sinopec International Petroleum Exploration and Production
Corporation (“Sinopec”) presentaron una “Notice of Arbitration” contra Talisman Energy, Inc. (posteriormente “ROGCI”) y
Talisman Colombia Holdco, Ltd. (“TCHL”) en relación con la compra del 49% de las acciones de TSEUK (actualmente Repsol
Resources UK, Ltd. "RRUK"). El 25 de mayo de 2016, Addax y Sinopec formalizaron la demanda arbitral, en la que solicitaron
que, en el supuesto de que sus pretensiones fueran estimadas en su integridad, se les abone el importe de su inversión inicial
en RRUK, materializada en 2012 mediante la compra del 49% de ésta a TCHL, una filial 100% de ROGCI, junto con
cualesquiera incrementos de inversión posteriores, realizados o por realizar en el futuro, así como las pérdidas de
oportunidad que pudieran haberse producido, estimando todo ello en una cifra total aproximada de 5.500 millones de dólares
estadounidenses.
La disputa versa sobre hechos que tuvieron lugar en 2012, antes de la adquisición de Talisman por Repsol en 2015, y no
implica ninguna acción llevada a cabo por Repsol.
ROGCI y TCHL solicitaron al Tribunal arbitral la desestimación de las reclamaciones de Addax y Sinopec basadas en las
garantías contractuales. El 15 de agosto de 2017 el Tribunal arbitral emitió un Primer Laudo Parcial desestimando las
reclamaciones de Addax y Sinopec basadas en las garantías contractuales.
El Tribunal Arbitral decidió, entre otras cuestiones procedimentales, la bifurcación del procedimiento en dos fases: en la
primera se resolvería sobre responsabilidad y en la segunda se decidiría la cuantía de las responsabilidades que, en su caso,
se hubieran determinado.
Las cinco principales cuestiones en disputa eran Reservas, Producción, Abandono, Proyectos y Mantenimiento.
El 29 de enero de 2020 el Tribunal arbitral emitió un Segundo Laudo Parcial sobre Reservas, determinando que ROGCI y
TCHL eran responsables ante Sinopec y Addax con respecto a dicha cuestión.
El 20 de abril de 2021 el Tribunal Arbitral emitió un Tercer Laudo Parcial, relativo al resto de cuestiones pendientes de decidir
en la fase de responsabilidad, declarando responsables a TCHL y ROGCI por la cuestión relativa a Producción -que se
solapaba con lo ya resuelto en el anterior laudo sobre Reservas- y desestimando las reclamaciones de Addax y Sinopec
respecto al resto de las cuestiones (Abandonos, Proyectos y Mantenimiento).

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Cuentas Anuales 2023 | 54 | Grupo Repsol

El 31 de enero de 2023 la SICC dictó sentencia desestimando los recursos de anulación interpuestos contra el Segundo Laudo
Parcial y el Tercer Laudo Parcial.
El Tercer Laudo Parcial desestimó la mayor parte de las pretensiones de Addax y Sinopec y permitió una mejor estimación de
las responsabilidades que se podrían derivar de este litigio. Por ello, se realizó una nueva evaluación de la provisión necesaria
para cubrir los riesgos correspondientes y, como consecuencia del análisis realizado por la Compañía y sus abogados y
asesores externos, redujo la provisión inicialmente registrada.
Por otra parte, el 30 de noviembre de 2017 Repsol, S.A. comenzó otro arbitraje contra China Petroleum Corporation y TipTop
Luxembourg, S.A.R.L (sociedades del Grupo Sinopec) reclamando una indemnización por los perjuicios que pueda sufrir
como consecuencia de cualquier decisión adversa en el arbitraje mencionado anteriormente, junto con otros daños aún no
cuantificados. El Tribunal desestimó en 2021 la reclamación de Repsol, S.A., si bien esta decisión no tuvo impacto en la
valoración de riesgo ni en la provisión contable del Arbitraje Addax.
Sin embargo, el 28 de abril de 2023 Repsol y Sinopec acordaron que, sujeto al cumplimiento de condiciones, Repsol adquiriría
de Sinopec su participación del 49% en las acciones de RRUK (ver Nota 13 Inversiones contabilizadas por el método de la
participación) y resolverá el arbitraje. En consecuencia, en la misma fecha Repsol y Sinopec suspendieron el procedimiento
arbitral. La contraprestación total del acuerdo es de aproximadamente 2.100 millones de dólares. Con fecha 9 de octubre de
2023 las partes declararon cumplidas las condiciones, por lo que con fecha 31 de octubre de 2023 se transfirieron las acciones
y se resolvió el procedimiento arbitral, habiéndose dado de baja las provisiones para riesgos y gastos registrados a la fecha
(ver Nota 15.1).
Perú
Tras el derrame de petróleo en las instalaciones de la Refinería de la Pampilla en Perú, que tuvo lugar el 15 de enero de 2022
como consecuencia de un movimiento incontrolado del buque Mare Doricum durante la descarga de crudo (ver Nota 15.1), a
finales de agosto fue admitida a trámite una demanda civil por daños y perjuicios interpuesta por parte del Instituto Nacional
de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual de Perú (INDECOPI) contra Repsol, S.A.,
Refinería La Pampilla, S.A.A. (RELAPASAA), Repsol Comercial, S.A.C (RECOSAC), la aseguradora Mapfre, así como la naviera
Fratelli d'amico Armatori y Transtotal Marítima como operadores del buque, solicitando una compensación de 4.500
millones de dólares por responsabilidades en el derrame, de los cuales 3.000 millones de dólares corresponderían a daños
directos y 1.500 millones de dólares a daños morales que habrían sufrido los consumidores, usuarios y terceros
supuestamente afectados por el derrame.
La demanda aún no ha sido notificada a Repsol, S.A., Mapfre España o los armadores en Italia al seguirse una notificación
por vía consular que normalmente toma varios meses.
Entretanto, RELAPASAA, RECOSAC y Mapfre Perú han presentado oportunamente sus defensas de forma y fondo,
planteando recursos de nulidad contra el auto de admisión de la demanda con base en su falta de motivación, falta de
subsanación de los defectos en la demanda inicialmente señalados por el juez, falta de conciliación previa por parte de
INDECOPI y falta de identificación de los reclamantes, así como indebida acumulación de peticiones. Asimismo, esas tres
entidades han presentado sus defensas formales, invocando la falta de legitimidad activa de INDECOPI, la existencia de
transacciones con un número creciente de afectados por el derrame registrados en el Padrón elaborado por el Gobierno
Peruano, la defectuosa representación de INDECOPI, la falta de legitimidad pasiva de las sociedades del Grupo Repsol
demandadas y sus aseguradoras y la dependencia de cualquier eventual responsabilidad civil derivada del derrame del
resultado de investigaciones en curso. Finalmente, también han formalizado sus defensas de fondo respecto de la
responsabilidad civil extracontractual con base en la falta de sustento de los importes reclamados, entre otros argumentos.
Sin perjuicio de que la demanda planteada por INDECOPI pueda conllevar una larga tramitación, Repsol se ratifica en su
valoración de que, conforme al criterio de los abogados externos y a la vista de todos los argumentos esgrimidos de contrario,
los Tribunales Peruanos terminarán por desestimarla, considerándola en consecuencia como un riesgo remoto.
También en relación con el derrame del 15 de enero de 2022, la Asociación Damnificados por Repsol (Asociación) interpuso
una demanda contra RELAPASAA y la aseguradora Mapfre Perú, en la que se reclamaban 5.134 millones de soles (alrededor
de 1.273 millones de euros) a favor de 10.268 supuestos afectados. Una vez le fue notificada la referida demanda RELAPASAA
presentó oportunamente sus defensas de forma (indebida acumulación de pretensiones, falta de legitimidad activa de la
demandante y falta de identificación de los supuestos afectados) y fondo (sin falta de sustento en el importe reclamado, entre
otros argumentos). Intentando subsanar diversas observaciones formuladas por el Juez (dentro las cuales se solicitó
presentar información individualizada sobre los hechos que generaron los daños y los daños sufridos por cada una de las
personas afectadas), la Asociación modificó la demanda reduciendo su petición de indemnización a 21,9 millones de soles
(5,2 millones de euros aproximadamente) involucrando únicamente a 353 miembros. El 13 de abril de 2023, el juez
competente rechazó la demanda, entre otras razones, porque la Asociación no pudo aportar la prueba individualizada de los

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Cuentas Anuales 2023 | 55 | Grupo Repsol

daños alegados para cada demandante como lo exige la legislación peruana. La Asociación apeló esta decisión que luego fue
ratificada por la instancia superior el 9 de junio de 2023 confirmando la resolución que rechazó la demanda. La resolución de
segunda instancia no fue impugnada por la Asociación dentro del plazo legal, por lo que el Juzgado declaró el archivo
definitivo del caso. Al haber sido archivado, el caso ya no se calificará como una contingencia para RELAPASAA.
Adicionalmente, tras su anuncio por carta a finales de diciembre de 2023 a RELAPASAA, Repsol Peru B.V. y Repsol, S.A., el 10
de enero de 2024 Repsol Peru B.V. y en días posteriores RELAPASAA y Repsol, S.A. recibieron notificación de un juzgado de
los Países Bajos de una demanda dirigida contra las tres sociedades referidas por Stichting Environment and Fundamental
Rights (SEFR), en nombre de casi 35.000 supuestos afectados por el derrame, cuya representación dice tener o en cuyos
derechos se habría subrogado SEFR, por unos daños estimados en no menos de 1.000 millones de libras esterlinas. Las
demandadas harán valer la falta de conexión de la jurisdicción neerlandesa con el derrame ocurrido en Perú y, entre otros
argumentos, pondrán de manifiesto las similitudes de esta demanda con la de la Asociación (ya desestimada) y, con ello, los
múltiples defectos de forma y fondo de que adolece y que permiten su valoración como un riesgo remoto.
Por otro lado, RELAPASAA presentó el 12 de enero de 2024 ante un juzgado peruano una demanda contra la sociedad Fratelli
D’Amico Armatori, S.P.A., propietaria del buque Mare Doricum, en reclamación de una indemnización de 197,5 millones de
dólares más intereses por inejecución de obligaciones y responsabilidad extracontractual, al haberse acreditado en todas las
pruebas periciales practicadas que el movimiento descontrolado e indebido del buque y su desplazamiento de la posición
prevista para una descarga segura fue lo que causó la rotura de la instalación submarina de la Terminal Nº 2 de RELAPASAA
y, con ello, el derrame del crudo al mar. La responsabilidad del proceso de amarre y su seguridad y operación es del capitán y,
en consecuencia, de su empleador, Fratelli D’Amico, no solo según legislación peruana sino también legislación marítima
internacional. Pese a ello, RELAPASAA ha soportado en solitario todos los gastos correspondientes a la remediación del litoral
y de compensación a los afectados por el derrame (más de 300 millones de dólares), además de importantes daños propios
que, siendo materialmente y en Derecho responsabilidad de Fratelli D’Amico, RELAPASAA le reclamará íntegramente
ejerciendo cuantas acciones correspondan. Entretanto, Fratelli D’Amico ha presentado una solicitud de conciliación
extrajudicial (requisito previo para la interposición de una demanda bajo ley peruana) reclamando a RELAPASAA casi 45
millones de dólares por los daños que supuestamente habría sufrido como consecuencia del derrame. RELAPASAA considera
que esta eventual contrademanda carece de todo fundamento.
Como consecuencia t ambién del derrame, distintos organismos reguladores peruanos (entre ellos, Organismo de Evaluación
y Fiscalización Ambiental -OEFA-, Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -OSINERGMIN-, Dirección
General de Capitanías y Guardacostas -DICAPI-, Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado -SERNANP-,
Servicio Nacional Forestal y de Fauna Silvestre -SERFOR-) han iniciado procedimientos administrativos sancionadores contra
RELAPASAA frente a los cuales se vienen presentado los correspondientes descargos, además de atender los requerimientos
de dichas autoridades. Existen procedimientos administrativos sancionadores que continúan vigentes en sede administrativa
o judicial y sus resultados, dependerán de las conclusiones que se obtengan de las investigaciones en curso.

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Cuentas Anuales 2023 | 56 | Grupo Repsol

ACTIVOS Y PASIVOS CORRIENTES

(16) Existencias

| Las existencias se valoran al menor entre el coste (calculado de acuerdo al coste medio de ponderado) y su valor neto de realización. Las existencias de “commodities” destinadas a una actividad de “trading” se valoran a valor razonable menos los costes para la venta y los cambios de valor de las mismas se registran en la cuenta de pérdidas y ganancias. Se incluyen también entre las existencias, las que se mantienen por una obligación legal de mantener un nivel mínimo de inventarios (como sucede en España, por ejemplo, con las existencias mínimas de petróleo y productos derivados de los negocios de Industrial y Cliente) o por las existencias del ciclo productivo o comercial (inventarios estructurales). Los derechos de emisión de CO2 (EUA CO2) adquiridos se registran como existencias y se valoran inicialmente por su precio de adquisición. Aquellos derechos recibidos de manera gratuita conforme al régimen europeo de comercio de derechos de emisión para el periodo 2021-2030, son registrados como existencias al valor de mercado vigente al inicio del ejercicio al cual corresponda su expedición, con abono a un ingreso diferido en concepto de subvención. A medida que se consumen las toneladas de CO2 correspondientes, dicho ingreso se va imputando a resultados. A partir del ejercicio 2023, conforme a la política contable adoptada por el Grupo para la presentación de subvenciones, este ingreso a distribuir se presenta en balance minorando el valor de las existencias asociadas (al cierre de año, el ingreso diferido correspondiente a los ejercicios 2023 y 2022 es nulo, dado que se ha dispuesto de la totalidad de los derechos asignados gratuitamente). Por las emisiones de CO2 realizadas a lo largo del ejercicio se registra un gasto en la línea “Otros ingresos/gastos de explotación” de la cuenta de pérdidas y ganancias reconociendo una provisión cuyo importe se calcula en función de las toneladas de CO2 emitidas valoradas (i) por su valor en libros para aquellos derechos que se posean al cierre del periodo y (ii) por el precio de cotización al cierre, para aquellos derechos de los que no se disponga al cierre del periodo. Cuando los derechos de emisión por las toneladas de CO2 emitidas son entregados a las autoridades, se dan de baja del balance tanto las existencias como la provisión correspondiente a las mismas, sin efecto en la cuenta de pérdidas y ganancias. Cuando se realiza una gestión activa de derechos de emisión de CO2 para aprovechar las oportunidades de negociación en el mercado, la cartera de derechos para negociación es clasificada contablemente como existencias para "trading". |

La mayor parte de las existencias del Grupo se concentran en los segmentos de Industrial (88%) y Cliente (9%). La
composición del epígrafe de "Existencias" a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente:

Existencias |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Crudo (1) |  | 1.686 |  | 1.751
Gas Natural (2) |  | 236 |  | 369
Productos terminados y semiterminados (3) |  | 3.220 |  | 3.712
Derechos de emisión CO2 (4) |  | 992 |  | 1.085
Materiales y otros |  | 489 |  | 376
TOTAL (5) |  | 6.623 |  | 7.293

(1) Crudo almacenado en las refinerías del Grupo (para su destilación en el proceso productivo) y el comercializado por el negocio de trading (producido por
el negocio de E&P o adquirido a terceros).
(2) Gas natural almacenado para su comercialización por el negocio de trading de gas en EE.UU. y España.
(3) Existencias en los complejos industriales de productos derivados del refino del petróleo y, en menor medida, productos petroquímicos, así como de
carburantes y combustibles en las EE.S.
(4) Derechos de CO2 para cubrir las emisiones en refinerías, complejos químicos y de generación eléctrica de ciclo combinado. El movimiento en el ejercicio
ha sido el siguiente:

Derechos CO2 (número de derechos) |  | 2023 |  | 2022
Saldo al inicio del ejercicio |  | 13.098.227 |  | 8.458.881
Derechos de CO2 gratuitos recibidos |  | 7.588.574 |  | 7.273.584
Derechos de CO2 adquiridos en el mercado |  | 7.204.218 |  | 9.709.996
Derechos de CO2 vendidos en el mercado |  | (2.673.777) |  | (1.127.993)
Derechos de CO2 compensados |  | (13.080.695) |  | (11.216.241)
Saldo al cierre del ejercicio |  | 12.136.547 |  | 13.098.227

(5) Incluye deterioros por valoración de las existencias por importe de 158 y 101 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 y 2022 respectivamente. Las
dotaciones y reversiones del ejercicio ascienden a -60 y 48 millones de euros respectivamente (-91 y 39 millones de euros en 2022).
A 31 de diciembre de 2023, el importe de existencias de “commodities” destinadas a una actividad de “trading” ha ascendido a
252 millones de euros y el efecto en la cuenta de pérdidas y ganancias por la valoración a mercado de las mismas ha
representado un ingreso de 7 millones de euros. Para el cálculo del valor razonable se utilizan curvas forward del mercado en
función del plazo de valoración de las operaciones. Las principales variables utilizadas son fundamentalmente: cotizaciones
de publicaciones oficiales (Platt’s, Argus, OPIS, brokers,…) y primas históricas o de mercado (mark to market) en caso de estar
disponibles.

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Cuentas Anuales 2023 | 57 | Grupo Repsol

El menor saldo en el epígrafe de "Existencias" se explica principalmente por el menor coste de los inventarios en el mes de
diciembre 2023 respecto a diciembre 2022 (menores precios medios del crudo Brent -6% / -5 €/bbl), así como un menor
saldo de derechos de CO2 por el menor consumo esperado de las complejos químicos en España y Portugal (reducción de la
producción en un entorno de precios bajos).
El Grupo Repsol cumple a 31 de diciembre 2023 y 2022 con las exigencias legales de mantenimiento de existencias mínimas
de seguridad establecidas por la normativa aplicable (ver Anexo III), en las sociedades españolas que integran el Grupo.
(17) Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente:

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Clientes por ventas y prestación de servicios (importe bruto) |  | 5.788 |  | 6.352
Deterioro acumulado |  | (174) |  | (184)
Clientes por ventas y prestación de servicios |  | 5.614 |  | 6.168
Deudores por operaciones de tráfico y otros deudores (1) |  | 476 |  | 617
Deudores por operaciones con el personal |  | 54 |  | 50
Administraciones públicas |  | 319 |  | 526
Derivados por operaciones comerciales (Nota 9) |  | 252 |  | 498
Otros deudores |  | 1.101 |  | 1.691
Activos por impuesto sobre beneficios corriente |  | 1.259 |  | 1.168
TOTAL |  | 7.974 |  | 9.027

(1) Importe neto de deterioro. En 2023 incluye deterioros por 232 millones de euros de cuentas a cobrar a PDVSA en Venezuela (ver Nota 10.3).
Este epígrafe desciende principalmente por los menores precios en las ventas de crudo y productos refinados y el menor
volumen de ventas en el negocio de Movilidad.
En relación con los deterioros de deudores comerciales y cuentas a cobrar, destaca los correspondientes a cuentas a cobrar a
PDVSA (ver Nota 10.3 y 20.3). En relación con los activos por impuesto sobre beneficios corriente, véase la Nota 22.2.
(18) Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
Repsol tiene las siguientes cuentas por pagar registradas en el epígrafe “Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar”:

Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Proveedores |  | 4.896 |  | 5.036
Acreedores y otros |  | 4.017 |  | 4.145
Administraciones Públicas acreedoras |  | 870 |  | 794
Derivados por operaciones comerciales (Nota 9) |  | 172 |  | 718
Otros acreedores |  | 5.059 |  | 5.657
Pasivo por impuesto sobre beneficios corriente |  | 395 |  | 1.100
TOTAL |  | 10.350 |  | 11.793

Este epígrafe desciende principalmente por la mejor valoración de posiciones y contratos de la actividad de Trading y
comercialización de gas natural, que en 2022 eran muy negativas por el entorno de precios. El pasivo por impuesto corriente
es menor principalmente en España y Noruega en línea con el menor impuesto corriente por resultados del ejercicio (en
relación con los pasivos por impuesto sobre beneficios corriente véase la Nota 22.2).

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Cuentas Anuales 2023 | 58 | Grupo Repsol

Información sobre el período medio de pago a proveedores en España:
La información relativa al período medio de pago (PMP) a proveedores en operaciones comerciales en España se presenta a
continuación de acuerdo con lo establecido en la legislación aplicable.

Periodo medio de pago |  | Días
|  | 2023 |  | 2022
Período medio de pago a proveedores (PMP) (1) |  | 30 |  | 27
Ratio de operaciones pagadas (2) |  | 30 |  | 27
Ratio de operaciones pendientes de pago (3) |  | 30 |  | 33
|  | Importe (millones de euros)
Total pagos realizados |  | 16.294 |  | 23.181
Total pagos realizados dentro del plazo legal (4) |  | 15.698 |  | 22.194
Total pagos pendientes |  | 857 |  | 1.019
|  | Facturas
Número de facturas dentro del plazo legal (5) |  | 905.772 |  | 915.984

NOTA: La información correspondiente al 2022 ha sido reexpresada repecto a la incluida en las Cuentas Anuales de 2022.
(1) PMP= ((Ratio operaciones pagadas * importe total pagos realizados) + (Ratio operaciones pendientes de pago* importe total pagos pendientes)) /
(Importe total de pagos realizados + importe total pagos pendientes). El PMP a proveedores máximo legal establecido en las disposiciones transitorias de la
Ley 15/2010 (modificada a través de la disposición final segunda de la Ley 31/2014) es de 60 días.
(2) Σ (Número de días de pago * importe de la operación pagada) / Importe total de pagos realizados.
(3) Σ (Número de días pendientes de pago * importe de la operación pendiente de pago) / Importe total de pagos pendientes.
(4) Representa un 96% tanto en 2023 como en 2022 sobre el total de los pagos a proveedores.
(5) Representa un 79% (78% en 2022) sobre el total de las facturas de proveedores.

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Cuentas Anuales 2023 | 59 | Grupo Repsol

RESULTADOS

(19) Resultado de explotación
Repsol publica, en la misma fecha que las presentes Cuentas Anuales consolidadas, su Informe de gestión consolidado 2023,
que incluye una explicación de los resultados y de otras magnitudes de desempeño financiero.
19.1 Ventas e ingresos por prestación de servicios

| Los ingresos se reconocen en función del cumplimiento de las obligaciones de desempeño ante los clientes. Los ingresos de las actividades ordinarias representan la transferencia de bienes o servicios comprometidos a los clientes por un importe que refleja la contraprestación a la que la entidad espera tener derecho a cambio de dichos bienes y servicios. Se diferencian cinco pasos en el reconocimiento de los ingresos: (i) identificar el/los contratos del cliente, (ii) identificar las obligaciones de desempeño, (iii) determinar el precio de la transacción, (iv) asignación del precio de la transacción a las distintas obligaciones de desempeño y (v) reconocimiento de ingresos según el cumplimiento de cada obligación. |
| En la mayor parte de los negocios del Grupo los contratos tienen una única obligación de desempeño que se satisface con la entrega del producto que se produce en un momento concreto del tiempo (ventas de bienes). A 31 de diciembre de 2023 no existen obligaciones de desempeño relevantes con clientes pendientes de cumplimiento. |
| En las ventas en las que el Grupo actúa como agente, solo se registra como ingreso el margen de intermediación. |
| En lo referente a los impuestos especiales (Impuesto sobre hidrocarburos), se trata de un impuesto monofásico y la compañía la asume vía la repercusión que le hace el titular del Depósito fiscal (normalmente "Exolum" anteriormente denominada CLH), sin perjuicio de que posteriormente Repsol lo pueda trasladar a sus clientes como parte del precio del producto. Es decir, Repsol no actúa como mero agente recaudador de la Agencia Tributaria al no ser un impuesto recuperable de la Hacienda Pública (por ejemplo, en caso de impago del cliente final), sino que se trata de un impuesto sobre el que el Grupo soporta todos los riesgos (por ejemplo, también en el caso de destrucción o pérdida del producto) y beneficios, constituyendo en sustancia un coste de producción a recuperar, en su caso, a través de la venta del producto, teniendo la compañía libertad para la fijación del precio de venta. Es por ello por lo que Repsol considera el Impuesto sobre Hidrocarburos como un coste soportado y, en su caso, como un mayor ingreso por ventas. |

La distribución de los ingresos de las actividades ordinarias (epígrafes de “Ventas” e “Ingresos por prestación de servicios”) por
segmento en 2023 y 2022 se muestra a continuación:

Ingresos por segmento |  | 2023 | 2022
Exploración y Producción |  | 4.976 | 6.949
Industrial |  | 46.372 | 61.416
Cliente |  | 26.930 | 32.659
GBC |  | 1.003 | 2.037
Corporación y otros |  | (20.333) | (27.908)
TOTAL |  | 58.948 | 75.153

Nota: Incluye impuestos especiales que recaen sobre consumos de hidrocarburos (5.830 y 5.862 millones de euros en 2023 y 2022, respectivamente).
Corporación y otros incluye principalmente las eliminaciones por ingresos entre los segmentos del Grupo, así como por los servicios prestados por las áreas
corporativas a los negocios.
En Exploración y Producción, los ingresos se generan en distintos países, fundamentalmente por la venta de crudo, gas
natural y condensados y líquidos del gas natural que han sido producidos en la actividad extractiva de la compañía, o bien por
la prestación de servicios de explotación de hidrocarburos al titular de los activos, dependiendo de los contratos vigentes en
cada uno de los países en los que opera el Grupo. En Industrial, los ingresos se generan fundamentalmente por la
comercialización de productos derivados del refino de petróleo en los complejos industriales de España y Perú (gasolinas,
fuelóleos, GLP, asfaltos, lubricantes,…) y de la industria petroquímica en España y Portugal (etilenos, propilenos, poliolefinas
y productos intermedios), así como por la comercialización en España y EE.UU. de gas natural y por las actividades globales
de trading internacional de esos productos. En Cliente, los ingresos se generan fundamentalmente en España y Portugal por
la venta de carburantes y combustibles en estaciones de servicio y por la comercialización de gas y electricidad. En GBC, los
ingresos se generan, fundamentalmente, por la venta de la electricidad en España.

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Cuentas Anuales 2023 | 60 | Grupo Repsol

El desglose en 2023 de los ingresos ordinarios por tipo de producto y segmento es el siguiente:

Ingresos por tipo de producto |  | Exploración y Producción | Industrial | Cliente | GBC | Corporación y otros | TOTAL
Crudo |  | 2.734 | 15.898 | 5 | — | (110) | 18.527
Gas (1) |  |  |  |  |  |  |
Mercado mayorista |  | 2.238 | 1.536 | — | — | (1.015) | 2.759
Mercado minorista (Residencial y negocios) |  | — | — | 240 | 46 | — | 286
Productos petrolíferos (2) |  | — | 25.979 | 25.411 | — | (18.575) | 32.815
Productos petroquímicos (3) |  | — | 2.382 | — | — | (1) | 2.381
Electricidad |  | — | 174 | 1.023 | 957 | (600) | 1.554
Prestación de servicios y otros (4) |  | 4 | 403 | 251 | — | (32) | 626
TOTAL |  | 4.976 | 46.372 | 26.930 | 1.003 | (20.333) | 58.948

(1) Corresponde fundamentalmente a condensados y líquidos del gas natural y gas natural.
(2) Corresponde fundamentalmente a gasolinas, fuelóleos, GLP, asfaltos, lubricantes,…
(3) Corresponde fundamentalmente a etilenos, propilenos, poliolefinas y productos intermedios.
(4) Otros servicios.
El notable descenso de los ingresos en 2023 se explica por la caída de los precios internacionales del crudo y del gas, así
como de los de carburantes y otros productos derivados, como consecuencia de la normalización progresiva de los mercados
energéticos en los mercados internacionales, el tono tibio del entorno económico y la incertidumbre sobre el crecimiento
futuro de la economía. En concreto cabe destacar: (i) en los negocios de E&P se reducen los ingresos, a pesar del mayor
volumen de ventas, por los menores precios de realización del crudo y gas, (ii) en Industrial se reducen los ingresos, a pesar
de los mayores volúmenes de venta en los negocios de Refino y Trading, por los menores precios de los productos derivados
tanto del refino del petróleo como de la industria petroquímica, (iii) la caída de los precios de los carburantes en Europa, que
han afectado a los negocios de Cliente (principalmente a los de Movilidad, mitigado por los menores descuentos 40) y (iv) los
menores precios de venta de la electricidad en España, que afectan tanto a los negocios de GBC (a pesar de la mayor
producción por la puesta en marcha de proyectos renovables) como a los negocios de comercialización del segmento Cliente.
La distribución de los ingresos de las actividades ordinarias por país en 2023 y 2022 se muestra a continuación:

Distribución geográfica de los ingresos |  | 2023 |  | 2022
España |  | 33.465 |  | 43.493
Perú |  | 4.595 |  | 5.417
Estados Unidos |  | 3.550 |  | 4.304
Portugal |  | 3.088 |  | 3.431
Resto |  | 14.250 |  | 18.508
TOTAL (1)(2) |  | 58.948 |  | 75.153

(1) La distribución por área geográfica se ha elaborado en función de los mercados en que se realizan las ventas o prestación de servicios e incluye los
impuestos especiales que recaen sobre consumos de hidrocarburos.
(2) La distribución de los mercados de destino es: (i) U.E zona euro: 42.250 millones de euros (53.984 millones de euros en 2022), (ii) UE zona no euro 151
millones de euros (241 millones de euros en 2022) y (iii) Resto: 16.547 millones de euros (20.928 millones de euros en 2022).
19.2 Variación de existencias de productos terminados y en curso de fabricación
El gasto reconocido en este epígrafe se explica tanto por los menores precios medios de los productos (-8%), influidos por la
caída en los precios medios del crudo Brent, como por el menor volumen en existencias de productos (-6%), principalmente
en los complejos industriales de refino en España.

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Cuentas Anuales 2023 | 61 | Grupo Repsol

40 De acuerdo con el Real Decreto-ley, 6/2022, se aprobó una bonificación extraordinaria y temporal que estuvo vigente desde el 1 de abril hasta el 30 de junio
(prorrogada posteriormente hasta el 31 de diciembre 2022) en el precio de venta al público de determinados productos energéticos y aditivos. En este
sentido, el Grupo ofreció unos descuentos de 30 céntimos de euro por litro (que incluía la bonificación del Gobierno de 20 céntimos por litro y un
descuento adicional aportado por Repsol en todos los repostajes pagados a través de la aplicación Waylet o con tarjeta SOLRED de 10 céntimos por litro) y
de 25 céntimos por litro (bonificación del Gobierno de 20 céntimos por litro y un descuento adicional de 5 céntimos por litro al resto de clientes). Estos
descuentos (vigentes desde el 16 de marzo hasta el 31 de diciembre), excluyendo la bonificación que es neutra en la cuenta de pérdidas y ganancias del
Grupo, afectaron negativamente a los ingresos de 2022 del negocio de movilidad. Una vez finalizada la bonificación del Gobierno el pasado 31 de
diciembre, Repsol decidió prorrogar el descuento de Waylet de 10 céntimos hasta el 31 de marzo de 2023 y, desde el 1 de abril, los descuentos en
combustible se han vinculado a la contratación de productos energéticos y el pago a través de Waylet (Planes de Energías Conectadas, para más
información véase el apartado 5.3 del Informe de Gestión consolidado).
19.3 Aprovisionamientos
El epígrafe “Aprovisionamientos” recoge los siguientes conceptos:

Aprovisionamientos |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Compras |  | 42.982 |  | 57.061
Variación de existencias (materias primas y existencias comerciales) |  | (94) |  | (883)
TOTAL |  | 42.888 |  | 56.178

Este epígrafe se compone principalmente del aprovisionamiento a través de terceros de crudo para destilación en el proceso
productivo de los complejos industriales de Refino (aproximadamente 80% del total) y de otras materias primas para la
producción de productos petroquímicos, así como compras de gas para generación eléctrica en los complejos de ciclo
combinado de GBC. En los negocios del segmento Cliente, incluye fundamentalmente compras de producto para
comercialización en los negocios de movilidad de Portugal y México (en España las compras se realizan en su mayor parte a
través del segmento Industrial), compra de aditivos y bases para la fabricación de lubricantes y especialidades, compras de
GLP, compras de gas para comercialización a clientes y peajes por acceso a la red eléctrica y gasista. Asimismo, incluye
compras a terceros para comercialización en los negocios de trading y mayorista de GNL y gas natural.
Los menores costes de "Aprovisionamientos" en 2023 obedecen fundamentalmente a los menores precios de las materias
primas (crudo y gas natural) de las que se abastecen los complejos industriales.
Este epígrafe incluye impuestos especiales que recaen sobre consumos de hidrocarburos mencionados en el apartado
"Ventas e ingresos por prestación de servicios" de esta Nota.
La distribución de "Aprovisionamientos" por segmento en 2023 y 2022 se muestran a continuación:

Aprovisionamientos por segmento |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Exploración y Producción |  | 85 |  | 137
Industrial |  | 38.737 |  | 52.058
Cliente |  | 23.774 |  | 30.068
GBC |  | 951 |  | 2.590
Ajustes (1) |  | (20.659) |  | (28.675)
TOTAL |  | 42.888 |  | 56.178

(1) Se corresponde a las eliminaciones por aprovisionamientos entre los segmentos del Grupo.
19.4 (Dotación) / Reversión por deterioro
Los citados epígrafes recogen los siguientes conceptos:

Dotación/Reversión por deterioro |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Dotación por deterioro de activos (Notas 10.3, 17 y 20) |  | (1.671) |  | (3.371)
Reversión por deterioro (Nota 20) |  | 1.361 |  | 698
TOTAL |  | (310) |  | (2.673)

En 2023, se han realizado dotaciones por deterioro principalmente en el segmento de E&P (-728 millones de euros, por
activos productivos y en desarrollo fundamentalmente en EE.UU., Colombia y Argelia y -370 millones de euros por el fondo de
comercio asociado a la adquisición de ROGCI) y el segmento Industrial (negocio de Química, -469 millones de euros).
En sentido contrario, se han revertido deterioros en las refinerías del Grupo (725 millones de euros, como consecuencia de la
revisión de las expectativas de márgenes y destilación) y en los activos E&P en Canadá (521 millones de euros como
consecuencia de su venta).
Para información de detalle de los deterioros véase la Nota 20.

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Cuentas Anuales 2023 | 62 | Grupo Repsol

19.5 Gastos de personal
El epígrafe “Gastos de personal” recoge los siguientes conceptos:

Gastos de Personal |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Remuneraciones y otros |  | 1.531 |  | 1.516
Costes de seguridad social |  | 479 |  | 451
TOTAL |  | 2.010 |  | 1.967

Incluye la remuneración a los miembros del Consejo de Administración y personal directivo (ver Nota 28) y otras obligaciones
con el personal como planes de pensiones y programas de incentivos (ver Nota 27).
El incremento en los gastos de personal en 2023 se explica, principalmente, por el incremento de los salarios de los
empleados y el incremento de un 5% de la plantilla 41.
Plantilla
La plantilla total consolidada del Grupo Repsol a 31 de diciembre 2023 asciende a 25.059, distribuidas en las siguientes áreas
geográficas: España (17.729), Latinoamérica (3.610), Norteamérica (922), Europa, África y Brasil (2.705) y Asia (94). La
plantilla media en el ejercicio 2023 ha ascendido a 24.680 empleados (23.866 empleados en 2022).
A continuación se desglosa la plantilla 42 total del Grupo distribuida por categorías profesionales y por géneros a cierre de los
ejercicios 2023 y 2022:

Plantilla por categorías y género |  |  | 2023 |  |  |  | 2022 |
|  | Total | Hombres | Mujeres |  | Total | Hombres | Mujeres
Directivos |  | 222 | 173 | 49 |  | 221 | 176 | 45
Jefes Técnicos |  | 2.438 | 1.654 | 784 |  | 2.257 | 1.507 | 750
Técnicos |  | 10.905 | 7.086 | 3.819 |  | 9.988 | 6.386 | 3.602
Operarios y subalternos |  | 11.494 | 6.363 | 5.131 |  | 11.304 | 6.367 | 4.937
TOTAL |  | 25.059 | 15.276 | 9.783 |  | 23.770 | 14.436 | 9.334

En España en 2023, de acuerdo con el cómputo legal definido por la Ley General de Derechos de las Personas con
Discapacidad y de su Inclusión Social 43 (LGD), Repsol supera el porcentaje requerido por la legislación, representando un
2,34 % de la plantilla, siendo 415 empleados por contratación directa.
19.6 Gastos de exploración
Los gastos de exploración de hidrocarburos en 2023 y 2022 (determinados conforme se explica en la Nota 4.4.4) ascienden,
respectivamente, a 116 y 452 millones de euros, de los cuales 60 y 133 millones de euros se encuentran registrados en el
epígrafe “Amortizaciones de inmovilizado” y 0 y 217 millones de euros en el epígrafe “(Dotación) / Reversión por deterioro” en
2023 y 2022.
La distribución geográfica de los gastos reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias por la actividad exploratoria es la
siguiente:

Gastos de exploración |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Europa |  | 21 |  | 34
América |  | 99 |  | 227
Asia |  | (4) |  | 191
TOTAL |  | 116 |  | 452

Para más información véase la Información sobre las actividades de exploración y producción de hidrocarburos (información
no auditada) en www.repsol.com.

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Cuentas Anuales 2023 | 63 | Grupo Repsol

41 Para más información sobre la plantilla y las políticas de gestión de los empleados véase el apartado 7.3.1 de Informe de gestión consolidado 2023.
42 De acuerdo con lo establecido en la Ley Orgánica 3/2007, de 22 de marzo, para la igualdad efectiva de hombres y mujeres, publicada en el BOE de 23 de
marzo de 2007.
43 Real Decreto Legislativo 1/2013, de 29 de noviembre, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley General de derechos de las personas con
discapacidad y de su inclusión social.
19.7 Beneficios / (Pérdidas) por enajenaciones de activos
E n 2023 este epígrafe incluye beneficios (49 millones de euros) y pérdidas (-45 millones de euros) por enajenación de activos.
Incluyen, entre otros, los impactos por la venta de activos del segmento Exploración y Producción en Canadá (Greater Edson)
y EE.UU. (Salamanca Infrastructure).
El 17 de octubre de 2023 se han vendido los activos de petróleo y gas en Canadá a Peyto Exploration & Development Corp.
por 523 millones de dólares, venta que incluye todos los derechos mineros, instalaciones e infraestructuras relacionadas con
el negocio canadiense de exploración y producción de petróleo y gas de Repsol, entre los que se incluyen los activos del área
Greater Edson. La venta ha supuesto la reversión de deterioros asociados a dichos activos (ver Notas 19.4 y 20.1). Tras la
venta, se ha llevado a cabo la liquidación y disolución de Repsol Oil&Gas Canada Inc (ROGCI), lo que supone el fin de las
actividades de Exploración y Producción de Repsol en Canadá.
El 1 de diciembre de 2023 se ha vendido el 20% de Salamanca Infraestructure LLC, conservando un 2,5%, a los bancos de
inversión Arclight y Centaurus por 129 millones de dólares, sociedad encargada de gestionar la construcción de la
infraestructura (midstream) para el desarrollo del activo Leon-Castile localizado en el Golfo de México estadounidense.
En 2022, los beneficios (122 millones de euros) y pérdidas (-44 millones de euros) por enajenación de activos corresponden
principalmente a la venta de activos de E&P en Ecuador (bloques 16 y 67), Malasia (bloques PM3 CAA, Kinabalu y
PM305/314) y Canadá (principalmente Chauvin).
19.8 Transporte y fletes, suministros y otros ingresos / gastos de explotación
Los gastos del epígrafe de "Transportes y fletes" aumentan como consecuencia de los mayores precios en el mercado de
fletes, en parte afectados por las tensiones geopolíticas (en el Mar Rojo principalmente) y por las limitaciones de uso en el
canal de Panamá.
Los gastos del epígrafe de "Suministros" disminuyen como consecuencia, principalmente, de los menores precios del gas (la
principal referencia europea de precio TTF ha caído un 66% y la norteamericana HH un 59%) y de la electricidad (el Pool
eléctrico en España ha caído un 48%) en el consumo de los complejos industriales.
Por otra parte, el epígrafe “Otros ingresos/gastos de explotación” recoge los siguientes conceptos 44:

Otros ingresos/ gastos de explotación |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Otros ingresos de explotación (1) |  | 934 |  | 915
Valoración de instrumentos derivados comerciales (2) |  | 197 |  | (1.090)
Otros gastos de explotación: |  | (5.335) |  | (3.994)
Gastos de operadores (3) |  | (724) |  | (722)
Servicios de profesionales independientes |  | (587) |  | (463)
Arrendamientos (4) |  | (214) |  | (160)
Tributos: (5) |  | (940) |  | (513)
Impuestos a la producción |  | (190) |  | (263)
Otros |  | (750) |  | (250)
Reparación y conservación (6) |  | (295) |  | (287)
Consumo neto de derechos de CO2 (7) |  | (381) |  | (493)
Otros (8) |  | (2.194) |  | (1.356)
TOTAL |  | (4.204) |  | (4.169)

Nota: Para minimizar los costes de transporte y optimizar la cadena logística del Grupo, se llevan a cabo operaciones de intercambio de productos
petrolíferos de naturaleza similar con otras compañías en localizaciones geográficas distintas. Estas transacciones no se registran en la cuenta de pérdidas y
ganancias del ejercicio como compras y ventas individuales, sino que cualquier diferencia económica es registrada por su importe neto.
(1) Incluye, entre otros, la aplicación con abono a resultados de provisiones (ver Nota 15). Incluye además subvenciones de explotación por importe de 24 y 20
millones de euros en 2023 y 2022 respectivamente.
(2) Corresponde a derivados (activo y pasivo) contratados en actividades de trading de crudo, gas, productos petrolíferos y electricidad (ver Nota 9). En 2023,
la variación positiva en "Valoración de instrumentos derivados comerciales" se explica principalmente por la mejor valoración de posiciones y contratos de la
actividad de Trading y comercialización de gas natural, que en 2022 eran muy negativas por el entorno de precios.
(3) Incluye, entre otros, gastos por servicios de consignación en las instalaciones de Exolum Corporation, S.A. (anteriormente Compañía Logística de
Hidrocarburos CLH, S.A.), servicios de envasado, almacenamiento, carga, transporte y expedición de producto.
(4) En 2023 incluye gastos de arrendamiento de contratos a corto plazo y de escaso valor (171 millones de euros) y cuotas variables (42 millones de euros).
(5) Corresponden a tributos distintos a los que gravan el beneficio (ver Nota 22). Los impuestos a la producción de hidrocarburos en actividades de
Exploración y Producción han sido pagados principalmente en Perú, Libia y EE.UU. Los otros tributos reflejan los impuestos locales y en 2023 incluyen

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Cuentas Anuales 2023 | 64 | Grupo Repsol

44 La información de 2022 se ha modificado a efectos comparativos por un cambio a los epígrafes "Otros ingresos de explotación" y "Otros gastos de
explotación" para presentar la imputación de los ingresos por los derechos de emisión de CO2 gratuitos (anteriormente en “Otros ingresos de explotación”,
ver Nota 16) junto con el consumo de derechos de CO2 del periodo en “Consumo neto de derechos de CO2” en la tabla.
también el Gravamen Temporal Extraordinario en España (ver Nota 22). Para más información sobre impuestos pagados véase el apartado 7.5 del Informe
de gestión consolidado 2023 y el Informe sobre pagos a Administraciones Públicas que publica la Compañía.
(6) Corresponde a actividades de reparación, conservación y mantenimiento realizadas, principalmente, en los complejos industriales del Grupo.
(7) El "Consumo neto de derechos de CO2" disminuye como consecuencia de los menores precios del CO2 y (actividad complejos industriales), véase Nota 15.
Incluye la aplicación del ingreso diferido por consumo de derechos de CO2 gratuitos por importe de 609 y 610 millones de euros en 2023 y 2022,
respectivamente (ver Nota 16)
(8) Incluye, entre otros, las dotaciones por provisiones (ver Nota 15,1), comisiones de GLP envasado y estaciones de servicio, gastos de procesamiento,
recolección en los complejos industriales, mantenimiento de servidores, gastos por seguros, gastos de investigación y desarrollo,… .
19.9 Investigación y desarrollo

| Los gastos de investigación se registran en el epígrafe "Otros gastos de explotación" de la cuenta de pérdidas y ganancias del ejercicio en el que se incurren. |
| Los gastos de desarrollo se reconocen en el activo y se amortizan durante su vida útil, con un máximo de cinco años, siempre que se cumplan las condiciones para su activación. En el caso en que existan dudas razonables sobre el éxito técnico o la rentabilidad económico-comercial del proyecto, los importes registrados en el activo se imputan directamente a pérdidas del ejercicio. |

El gasto reconocido en la cuenta de pérdidas y ganancias correspondiente a las actividades de investigación y desarrollo ha
ascendido en los ejercicios 2023 y 2022 a 68 y 59 millones de euros, respectivamente. Los gastos activados correspondientes
a las actividades de desarrollo han ascendido a 21 millones de euros en 2023.
De los gastos de investigación y desarrollo de 2023, destacan los correspondiente a los siguiente proyectos:
• Self-Driving Lab, en el que tecnologías como la inteligencia artificial, 5G, robótica y el internet de las cosas (IoT por sus
siglas en ingles) se utilizan para formular lubricantes y combustibles renovables producidos a partir de residuos, de
forma mucho más ágil y acelerando además el diseño de nuevas formulaciones.
• El diseño, la fabricación y el suministro del primer lote de gasolina 100% renovable para estaciones de servicio y de
combustibles renovables para competición, como el utilizado en el Rally Dakar.
• Etileno Circular (Plastic2Olefins): proyecto que desarrolla y escala una nueva tecnología de reciclado químico de
residuos plásticos para la producción de olefinas, en consorcio con otros doce socios tecnológicos e industriales.
Para más información véase el apartado 7.2.2 del Informe de Gestión consolidado 2023.
19.10 Gastos medioambientales

| Las inversiones y gastos identificados como de naturaleza medioambiental, son aquellos cuya finalidad es prevenir, reducir y reparar el impacto medioambiental de nuestras actividades. La calificación se hace conforme a los criterios técnicos del Grupo, basados en las directrices emitidas por el American Petroleum Institute (API). |

Los gastos medioambientales, que se registran en el epígrafe “Otros gastos de explotación” (sin considerar los gastos por los
derechos necesarios para cubrir las emisiones de CO2, ver Notas 15 y 16, ni los correspondientes al derrame ocurrido en
Perú, véase Nota 15.1), han ascendido a 88 y 82 millones de euros en 2023 y 2022, respectivamente.
En 2023 destacan las actuaciones llevadas a cabo para la protección de la atmósfera por importe de 20 millones de euros en
las instalaciones industriales (29 millones de euros en 2022); la gestión de los residuos por importe de 17 millones de euros
(15 millones de euros en 2022); y la gestión del agua por importe de 12 millones de euros (17 millones de euros en 2022).
Por otra parte, se han realizado inversiones medioambientales en 2023 que han ascendido a 228 millones de euros (164
millones de euros calificadas “obra en curso” a 31 de diciembre). Destacan las destinadas a cumplir con los compromisos
adquiridos por la Compañía respecto a la transición energética (ahorro de energía, eficiencia energética o uso de residuos
como materia prima), a la gestión y optimización del consumo de agua, a la reducción de las emisiones a la atmósfera y a la
remediación de suelos 45.

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45 En 2023 destacan los proyectos de electrificación de grandes máquinas de los complejos industriales, el proyecto de la nueva planta de producción de
biodiesel y biojet en Cartagena, la unidad de producción de biodiesel 100% renovable en Puertollano, los proyectos de producción de poliol y poliolefinas
que incorporan material reciclado en Puertollano, proyectos de producción de hidrógeno renovable y una planta piloto para producir combustibles
sintéticos en Bilbao.
(20) Deterioro de activos

| Test de deterioro |
| Para revisar si los activos han sufrido una pérdida por deterioro de valor, el Grupo compara su valor en libros con su valor recuperable siempre que existan indicios de que algún activo pudiera haber sufrido un deterioro y al menos una vez al año (“test de deterioro”). Si el importe recuperable de un activo es inferior a su valor neto contable, el importe en libros del mismo se reduce hasta su importe recuperable, reconociendo una pérdida por deterioro de valor en la cuenta de pérdidas y ganancias. |
| Una vez se ha registrado una pérdida por deterioro de valor, la base de amortización a considerar a partir de ese momento tendrá en cuenta con carácter prospectivo la reducción del valor del activo. |
| Cuando tienen lugar nuevos eventos, o cambios en circunstancias ya existentes, que evidencian que una pérdida por deterioro registrada en un periodo anterior pudiera haber desaparecido o haberse reducido, se realiza una nueva estimación del valor recuperable del activo correspondiente para, en su caso, revertir las pérdidas por deterioro registradas en ejercicios anteriores. Una pérdida de valor del fondo de comercio no puede ser revertida en periodos posteriores. |
| En caso de reversión de un deterioro de valor previamente reconocido, el importe en libros del activo se incrementa hasta la estimación revisada de su valor recuperable, con el límite del importe en libros que habría existido de no haberse reconocido ninguna pérdida por deterioro del valor para el activo en periodos anteriores. |
| Unidades generadoras de efectivo |
| Para el “test de deterioro”, los activos se agrupan en unidades generadoras de efectivo (UGE) cuando dichos activos, individualmente considerados, no generan flujos de efectivo independientes de los generados por los otros activos de la UGE. La agrupación de los activos en distintas UGE implica la realización de juicios profesionales y la consideración, entre otros parámetros, de las unidades de negocio y de las áreas geográficas en las que opera el Grupo. En este sentido, en el segmento Exploración y Producción, las UGE se corresponden generalmente con cada una de las distintas áreas contractuales; por excepción, en aquellos casos en que los flujos de caja generados por varias de estas áreas sean interdependientes, las áreas se agrupan en una única UGE. En el caso de Industrial, las UGE se corresponden con actividades y áreas geográficas (Refino España, Química Iberia,...), al igual que en Cliente (Estaciones de Servicio España, Ventas Directas España, GLP España...). En Generación eléctrica baja en carbono se consideran las UGEs por tecnología, localización geográfica y proyecto (Ciclos Combinados, Hidráulica y de manera individualizada los distintos proyectos eólicos y solares fotovoltaicos). |
| El fondo de comercio adquirido en una combinación de negocios se distribuye entre cada una de las UGE o grupos de UGE que se benefician de las sinergias de la combinación de negocios, con el límite del segmento de negocio. |
| Cálculo del valor recuperable |
| El importe recuperable es el mayor entre el valor razonable menos el coste de venta y el valor en uso. |
| La metodología utilizada por el Grupo en la estimación del importe recuperable de los activos es, en general, el valor en uso, calculado a partir del valor actual de los flujos de efectivo futuros esperados después de impuestos derivados de la explotación de tales activos. Para información específica sobre la metodología de cálculo del valor recuperable véase Nota 4.5.1. |

20.1 Test de deterioro de los activos
Hipótesis para la valoración de los activos
El Grupo ha evaluado el valor recuperable de sus unidades generadoras de efectivo de acuerdo con la metodología descrita en
la Nota 4 y conforme a escenarios consistentes con su visión del mercado, del entorno previsible y de su estrategia. Las
principales hipótesis utilizadas se describen a continuación:
a) Sendas de precios futuros:
En 2023, el entorno viene caracterizado por la elevada volatilidad generada por la reapertura tras la pandemia y el enorme
shock energético tras la invasión rusa de Ucrania, que han contribuido al mayor repunte de la inflación en más de cuarenta
años y a un fuerte tensionamiento de la política monetaria (ver Nota 3.4 y 20.3). En este contexto, el Grupo ha revisado sus
expectativas de precios futuros de crudo y de gas, de la electricidad y del CO2 a la vista de las dinámicas bajistas en los
mercados de commodities en 2023. Las nuevas estimaciones han sido realizadas en un entorno de elevada incertidumbre,
marcada por la evolución de los conflictos bélicos, las dinámicas de transición energética y de descarbonización de la
economía y, en definitiva, por sus posibles impactos en los mercados de Oil & Gas.
– El precio del barril de Brent se revisa a la baja para 2024, como consecuencia del descenso de precios observados a lo largo
de 2023. A partir de entonces, la senda de precios se revisa ligeramente al alza asumiendo las enormes necesidades de
inversión requeridas para satisfacer tanto la demanda como el declino de la producción, en un contexto histórico de muy
bajos niveles de inversión en los últimos años. La senda considera reducciones de demanda, por las políticas de transición
energética y descarbonización, teniendo en cuenta que el petróleo, al contrario del gas, no se considera combustible
“transitorio” para la descarbonización.
– La senda del gas Henry Hub (HH) se revisa ligeramente a la baja los próximos cinco años, para adecuarla al contexto actual
de menores tensiones que las experimentadas en 2022, manteniendo los soportes del precio por la continuidad de las
exportaciones de GNL. A partir de 2042, se revisa ligeramente al alza por el ligero cambio en las perspectivas de oferta,

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Cuentas Anuales 2023 | 66 | Grupo Repsol

donde la inversión jugará un papel crucial para poder seguir aumentando la producción. Particularmente en EE.UU., el gas
natural como combustible de transición en los procesos de descarbonización debería llevar a más inversión y producción
que en el petróleo, donde la contribución en el mix eléctrico seguirá siendo elevada.
– En el caso de la electricidad en España (pool eléctrico), se ha modificado a la baja la senda hasta 2032 y se mantiene
después en rangos similares a los de la curva del año anterior, para tener en cuenta los menores precios del gas natural en
Europa.
– La senda de precios de los derechos de emisión de CO2 se ha revisado al alza en 2023 respecto a la de 2022, en torno a 15
dólares tonelada, por la propia evolución del mercado (ver Nota 4.5.1).
Las hipótesis para las principales referencias de precios son las siguientes:

Precios en términos reales(1) 2023 | 2024-2050 (2) | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029-2050 (3)
Brent ($/ barril) | 72,2 | 78,4 | 81,4 | 80,5 | 79,7 | 78,9 | 70,5
WTI ($/ barril) | 70,1 | 75,5 | 78,5 | 77,7 | 77,0 | 76,2 | 68,6
HH ($/ Mbtu) | 3,3 | 3,3 | 3,6 | 3,5 | 3,5 | 3,5 | 3,2
Pool eléctrico (€/MWh) | 59,9 | 98,1 | 93,4 | 85,1 | 78,7 | 72,1 | 54,1
CO2 ETS-EU ($/Tn) | 89,3 | 94,7 | 92,8 | 92,4 | 92,7 | 92,2 | 88,4

(1) Para realizar la conversión a términos reales se utiliza una inflación del 2%, que se corresponde con la inflación objetivo a medio plazo de la política
monetaria establecida por el Banco Central Europeo.
(2) Media de los precios del periodo 2024-2050.
(3) Media de los precios del periodo 2029-2050.
Estas hipótesis consideran la implementación de políticas y compromisos públicos orientados a impulsar el ritmo de la
descarbonización de la economía para alcanzar los objetivos de cambio climático del Acuerdo de la Cumbre de París y de
Sostenibilidad de la ONU. Asumen la descarbonización de la economía y, por tanto, la restricción de uso de combustibles
fósiles y el desarrollo de nuevas tecnologías alternativas, que impulsan la transición energética y supondrán una reducción de
la demanda de productos de hidrocarburos a medio y largo plazo. Esto requerirá a las empresas una estrategia de adaptación
a la transición energética que Repsol ha iniciado ya (ver Nota 4.5.2). Asimismo, estas hipótesis son consistentes con las
consideradas para definir la estrategia de Repsol y con los objetivos contemplados en la actualización estratégica publicada
en febrero de 2024 (PE24-27). Hay que advertir que el PE 24-27 presenta algunos escenarios de precios con la finalidad de
demostrar la capacidad de la Compañía para cumplir con sus objetivos de inversión y remuneración al accionista en
diferentes contextos y únicamente para este propósito. En cualquier caso, el escenario más probable y que coincide con la
visión de la Compañía sobre los precios futuros es el considerado para la elaboración del test de deterioro, tal y como se
explica en la Nota 4.5.1.
b) Tasas de descuento:
Repsol utiliza como tasa de descuento el coste medio ponderado del capital empleado después de impuestos para cada país
y negocio. Esta tasa trata de reflejar las evaluaciones actuales del mercado en lo referente al valor temporal del dinero y a los
riesgos específicos del negocio. Por tanto, la tasa de descuento utilizada tiene en cuenta la tasa libre de riesgo, el riesgo-país,
la moneda en la que se generan los flujos de caja y el riesgo de mercado, crediticio y de negocio. Para más información véase
la Nota 4.5.1.

Tasas de descuento | 2023 | 2022
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (1) |  |
América del Norte (2) | 8,8% | 8,5% - 9,1%
Latinoamérica (3) | 8,8% - 37,6% | 8,4% - 37,6%
Europa, África y resto del mundo (3) | 8,6% - 14,6% | 8,1% - 16,9%
INDUSTRIAL (4) | 7,2% - 10,5% | 6,8% - 10,7%
CLIENTE (4) | 6,5% - 9,9% | 6,7% - 10,4%
GBC (4) | 7% - 8,3% | 6,8% - 8,2%

(1) Tasas de descuento en dólares.
(2) En 2023 incluye EE.UU. En 2022 incluía también Canadá.
(3) En Latinoamérica el rango alto corresponde a Venezuela y en Norte de África a Libia.
(4) Tasas de descuento en euros y en dólares.
Las tasas de descuento se mantienen en niveles similares a los de 2022, ya que la mayor tasa de interés libre de riesgo, se
compensa con el menor riesgo crediticio y, en algunos casos, también con el menor riesgo país.
El valor recuperable de los activos calculado con el coste medio ponderado del capital empleado después de impuestos de la
tabla anterior, no difiere del calculado con unas tasas antes de impuestos que se encontrarían en un promedio (excluyendo

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Cuentas Anuales 2023 | 67 | Grupo Repsol

los valores atípicos en algunos países y negocios) para Exploración y Producción del 15%, Industrial 13%, Cliente 14% y GBC
10%.
Deterioros registrados
En 2023 se han reconocido deterioros del valor de los activos del Grupo en los siguientes epígrafes del balance de situación:

Saneamiento sobre activos |  |
Millones de euros | Notas | Total
Baja del fondo de comercio | 11 | (371)
Deterioro reversible de inmovilizado intangible (1) | 11 | (21)
Reversión del inmovilizado material (1) | 12 | 137
Deterioros reversibles de inversiones contabilizadas por el método de la participación (2) | 13 | (484)
Ajuste de activos por impuesto diferido | 22 | (727)

(1) No se incluyen deterioros de inversiones exploratorias no exitosas reconocidos en el transcurso normal de las operaciones (ver Nota 19.6) por importe de
-24 millones de euros (reconocidas en "Otro inmovilizado intangible") y 2 millones de euros (reconocidas en "Inversiones de exploración" del Inmovilizado
material).
(2) Antes de impuestos.
Las dotaciones, netas de reversiones, han ascendido a -739 millones de euros antes de impuestos (-1.793 millones de euros
después de impuestos) 46. Las principales UGEs sujetas a dotaciones o reversiones de deterioro son:
– Varios activos del segmento de Exploración y Producción. Se reconocen deterioros netos por importe de -895
millones de euros, fundamentalmente en: (i) Norteamérica (62 millones de euros) por las reversiones de deterioro
de los activos vendidos en Canadá, parcialmente compensadas por los deterioros en ciertos activos de USA por el
impacto que los menores precios del gas y las mayores inversiones han tenido sobre los activos productivos; (ii)
Latinoamérica (-603 millones de euros) principalmente en Trinidad y Tobago, Colombia y Venezuela por los
menores precios previstos del gas y la menor actividad por el declino natural de campos; (iii) deterioro del Fondo de
comercio de ROGCI (-370 millones de euros) tras la salida de Canadá y la liquidación de ROGCI.
– Refinerías en España. Se ha registrado una reversión de deterioros reconocidos en ejercicios anteriores por importe
de +725 millones de euros antes de impuestos. La reversión se produce como consecuencia de las mejores
expectativas de destilación y márgenes de producción (co-procesado para la fabricación de biocombustibles), en
buena parte compensado por el negativo impacto estimado de la extensión del Gravamen Temporal Energético (ver
Nota 22.1.c.3) y el aumento del coste de capital (tasa de descuento 9,0%, desde 8,4% en 2022).
La recuperación de la demanda y el contexto geopolítico han impulsado en los dos últimos años el fortalecimiento
de los márgenes industriales (que se refleja en el valor recuperable de los activos actuales en el test de deterioro de
2023). Sin embargo, otras dinámicas son negativas, como las políticas públicas que restan competitividad a la
industria del refino en España (gravámenes temporales sobre las empresas energéticas; ver Nota 22.1.c.3), o las
restricciones en la oferta de crudos pesados que afectan al impacto en las alternativas de abastecimiento de las
refinerías.
– Activos e inversiones del negocio de Química. Se reconocen deterioros por importe de -528 millones de euros antes
de impuestos. Fundamentalmente en España, afectada por el deterioro de la situación en los mercados
internacionales, que ha derrumbado los márgenes y la demanda de los productos y por el peor marco para la
actividad industrial en España (Gravamen Temporal Energético) y costes energéticos.
El contexto de incertidumbre geopolítico y las negativas dinámicas de la industria química desde mediados del 2022,
han llevado a revisar a la baja la previsión futura de los márgenes y demanda.
El valor recuperable de los activos deteriorados asciende aproximadamente a 9.881 millones de euros.
Adicionalmente, en 2023 se han minorado activos por impuesto diferido en EE.UU., Argelia y México en -727 millones de
euros (ver Nota 22).

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Cuentas Anuales 2023 | 68 | Grupo Repsol

46 En 2022 las dotaciones, netas de reversiones, ascendieron a -2.598 millones de euros antes de impuestos (-1.755 millones de euros después de impuestos).
20.2 Sensibilidades
Las variaciones en los precios futuros estimados o en las tasas de descuento utilizadas afectarían al importe del deterioro del
valor de los activos del Grupo Repsol. Las principales sensibilidades a esas variaciones, sin tener en cuenta ni el reequilibrio
de otras variables relacionadas ni las posibles adaptaciones de los planes operativos que permitirían mitigar el impacto
negativo de dichas variaciones, se indican a continuación:

Sensibilidad principales hipótesis |  |  |  | Millones de euros
|  | Incremento (+) / descenso (-) |  | Resultado de explotación |  | Resultado Neto (1)
Variación en los precios de hidrocarburos |  | 20 % |  | 1.714 |  | 1.819
| 10 % |  | 911 |  | 931
| (10) % |  | (2.381) |  | (2.329)
| (20) % |  | (4.806) |  | (4.345)
Variación en la producción de hidrocarburos |  | 10 % |  | 791 |  | 817
| (10) % |  | (2.040) |  | (2.096)
Variación en los precios (+/-20%) y la producción de hidrocarburos (+/-10%) |  | + |  | 2.232 |  | 2.517
| - |  | (6.680) |  | (5.985)
Variación en los márgenes de Industrial, Cliente y GBC |  | 10 % |  | 713 |  | 566
| (10) % |  | (1.500) |  | (1.164)
Variación en la tasa de descuento |  | +100 p.b. |  | (1.602) |  | (1.224)
| -100 p.b. |  | 1.249 |  | 931

(1) Incluye el impacto sobre las inversiones contabilizadas por el método de la participación.
Adicionalmente, atendiendo a las demandas de algunos usuarios de información, también se informa del impacto que
resultaría del test de deterioro si se utilizaran las sendas de precios de los hidrocarburos del escenario Net Zero Emisions
(NZE) 1,5ºC de la Agencia Internacional de Energía publicado en el informe World Energy Outlook 2023 47, que supondrían
deterioros adicionales en torno a 5.400 millones de euros después de impuestos.
20.3 Riesgos geopolíticos
Repsol está expuesta a riesgos derivados de circunstancias económicas, sociales o políticas singulares que pueden
presentarse en determinados países (cambios regulatorios inesperados, alta volatilidad del tipo de cambio, altos niveles de
inflación, posibilidad de crisis económico-financieras o situaciones de inestabilidad política o de tensiones sociales y
disturbios públicos…) y que podrían tener un impacto negativo en sus negocios.
De acuerdo con las clasificaciones contenidas, entre otros, en el Country Risk Rating de IHS Global Insight, los principales
países en los que el Grupo Repsol está expuesto a un especial riesgo geopolítico son Venezuela, Bolivia, Argelia y Libia.
Invasión rusa de Ucrania
Tras la invasión rusa de Ucrania que comenzó el 24 de febrero de 2022, las economías de todo el mundo, incluidos los
Estados Unidos, la Unión Europea y el Reino Unido, anunciaron la imposición de sanciones comerciales dirigidas a personas,
empresas e instituciones rusas. Tales sanciones, así como las contrasanciones impuestas por Rusia, han desencadenado una
reducción significativa de las operaciones comerciales entre estas economías y Rusia, lo que ha llevado a un aumento de los
precios de las materias primas en los mercados mundiales de petróleo, gas natural y trigo, entre otros productos, así como
presiones inflacionarias exacerbadas, cuellos de botella en la cadena de suministro y volatilidad en los mercados financieros y
de materias primas.
El Banco Central Europeo (BCE) ha elevado sus proyecciones de inflación y ha recortado su perspectiva de crecimiento, ya
que es probable que el conflicto mantenga altos los precios de las materias primas, debilitando el poder adquisitivo de los
hogares y la capacidad de inversión de las empresas. En respuesta al aumento de inflación, el BCE también ha decidido
modificar su política monetaria, reduciendo su programa de compra de bonos y subiendo los tipos de interés. La menor
confianza y actividad de las empresas y los consumidores, así como la presión inflacionaria impulsada por la energía, ha
generado una desaceleración de la economía mundial que aún se está recuperando de los efectos de la pandemia de
COVID-19.

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Cuentas Anuales 2023 | 69 | Grupo Repsol

47 Dichas sendas consideran unos precios en términos reales de 45 $/bbl en 2030 y 27$/bbl y 2050 para el crudo y de 2,4 $/MBtu y 2,0 MBtu,
respectivamente, para el gas en Norteamérica. El escenario NZE es uno de los muchos posibles que pueden proyectarse para limitar el aumento de
temperatura a 1,5ºC. De hecho, el Sexto Informe de Evaluación (Sixth Assessment Report, AR6) del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio
Climático (IPCC), publicado en 2022, incluye más de 200 escenarios acordes con un aumento de la temperatura limitado a 1,5 °C en 2100, de los cuales 28
alcanzan la neutralidad de emisiones en 2050 y el resto lo hace con posterioridad.
A pesar de que el Grupo no tiene exposición patrimonial, ni posición comercial significativa en estos países tras la
desinversión de todos sus activos en Rusia en 2021, Repsol está expuesto a riesgos indirectos derivados del nuevo escenario
macroeconómico marcado por la guerra (prohibición de operaciones en el marco de políticas sancionadoras, medidas de
regulación e intervención en los mercados energéticos (ver Anexo III), cambio de las políticas monetarias de los bancos
centrales, que supongan incremento significativo de los tipos de interés (véase Nota 10), y por tanto de las tasas de
descuento (ver Nota 20).
Resulta difícil predecir en qué medida y durante cuánto tiempo afectará la guerra en el futuro. La evolución de la guerra, las
políticas financieras y fiscales que se adopten por los gobiernos condicionarán el alcance y duración tanto de la crisis como
de la recuperación posterior.
Conflicto en el Mar Rojo
Desde el 7 de octubre, militantes hutíes (miembros de un grupo rebelde también conocido como Ansar Allah “Partidarios de
Dios”) en Yemen han estado atacando buques de carga comerciales en el Mar Rojo, perturbando gravemente el comercio
marítimo, como represalia a Israel por la invasión de Gaza.
El grupo está utilizando drones para atacar buques que cree están entregando mercancías a Israel. Estos ataques se están
produciendo en el crucial estrecho de Bab al-Mandab, que conecta el Mar Rojo con el Mar Arábigo y limita con Yemen por un
lado y Djibouti y Eritrea por el otro.
El aumento del riesgo para los buques que transitan este estrecho está empujando a las compañías navieras a evitar el Mar
Rojo, impidiendo a su vez el acceso al Canal de Suez, a través del cual pasa casi el 12% del comercio marítimo mundial.
Ahora, los barcos desviados del Canal de Suez se están viendo obligados a rodear el Cabo de Buena Esperanza. Este viaje
más largo aumenta los costes del combustible, el de los fletes, reduce la eficiencia del envío, repercutiendo en los precios de
los bienes transportados.
En respuesta a los ataques hutíes, EE.UU. ha formado una coalición de defensa liderada por otras nueve naciones que
trabajan juntas para fortalecer la seguridad en el área.
La prima de riesgo sobre el precio del crudo se sitúa en una banda alrededor de los 5 $/bl, que sube o baja dependiendo de la
intensidad de los ataques. Sin embargo, el mercado de combustibles, sobre todo de gasóleo, ha sido el más afectados por
este conflicto, llegando a alcanzar a principios de febrero su nivel más alto en tres meses, ya que los desvíos en torno a África
han desestabilizado las líneas de suministro a Europa, que de por sí ya eran complicadas por la invasión rusia en Ucrania.
Con respecto a las repercusiones macroeconómicas, el aumento de hasta el 400% en los costes de envío de Asia a Europa y
del 100% de Asia a Estados Unidos, ha avivado las preocupaciones sobre la inflación, especialmente dada la reciente
experiencia de los impactos generados por las interrupciones en la cadena de suministro de bienes tras los confinamientos.
Sin embargo, el escenario ahora es muy diferente. El aumento actual en los costes de transporte no deriva de cierres
generalizados de fábricas ni del incremento de la demanda, que fueron factores claves en el alza de la inflación de bienes en
la etapa posterior a la pandemia. Además, los costes del transporte internacional constituyen una fracción pequeña del precio
final de los bienes de consumo (aproximadamente el 1,5% en promedio), y los costes del flete marítimo representan una
proporción aún menor (0,7%). Así, según estimaciones de diversas instituciones, incluso considerando supuestos agresivos
sobre la transferencia del aumento de costes al precio final de los bienes, las actuales interrupciones solo resultarían en un
aumento de aproximadamente 0,1 puntos porcentuales en la inflación general de EE.UU y 0,15 puntos porcentuales en la
europea, con un impacto considerablemente menor en la inflación subyacente.
Venezuela
Repsol está presente en Venezuela a través de sus participaciones en entidades licenciatarias de gas (Cardón IV, etc.) y en
empresas mixtas de crudo (Petroquiriquire y otras). La situación de crisis en el país conlleva incertidumbre en el desarrollo de
los negocios del Grupo. Sin embargo, han mejorado las perspectivas como consecuencia de la mejora de la situación política
y social y de la reciente relajación de las medidas coercitivas 48 del Gobierno de EE.UU a Venezuela. En este sentido, Repsol y
PDVSA han firmado el 18 de diciembre de 2023 un nuevo acuerdo de gestión para la empresa mixta Petroquiriquire con el
objetivo de aumentar la producción (en los campos Mene Grande, Barúa Motatán y Quiriquire) y facilitar la recuperación de
la deuda ligada a estos activos, sin necesidad de inversiones adicionales por parte de Repsol.

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Cuentas Anuales 2023 | 70 | Grupo Repsol

48 La emisión por parte de la OFAC de la Licencia General 44 como consecuencia de los acuerdos alcanzados entre el régimen venezolano y la oposición en
octubre 2023.
La exposición patrimonial 49 total de Repsol en Venezuela a 31 de diciembre de 2023 asciende a 259 millones de euros (411
millones de euros a 31 de diciembre de 2022), que incluye fundamentalmente la financiación otorgada a sus empresas filiales
venezolanas (ver Nota 8 y 13), la inversión en Cardón IV (ver Nota 13) y las cuentas a cobrar con PDVSA (ver Notas 14 y 17).
Aunque con una mejoría de las expectativas futuras, en 2023 se mantiene la crisis política y económica descrita en la Nota
20.3 de las Cuentas Anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2022. El PIB 50 ha disminuido en un 0,7% en 2023 y la
inflación sigue siendo muy alta, alcanzando un 190% 51 en 2023 y se prevé un 200% para 2024. La producción petrolera, que
se ha reducido significativamente en los últimos años, se ha recuperado tímidamente durante 2023 y se ha producido una
devaluación importante de la divisa venezolana (39,904 €/Bs frente a los 18,423 €/Bs de 31 de diciembre de 2022, tipo de
cambio SIMECA 52), si bien esta devaluación no ha tenido un impacto significativo en los estados financieros del Grupo, dado
que la moneda funcional de la mayoría de sus filiales en el país es el dólar americano 53 (ver Nota 13).
En relación con las sanciones internacionales que afectan al gobierno venezolano y a PDVSA y sus filiales, destaca en el año el
otorgamiento de la Licencia General 44, emitida el 18 de octubre de 2023 por la Office of Foreing Assets Control (“OFAC”), en
virtud de la cual el Gobierno de los EE.UU autoriza a cualquier compañía del sector petrolero y gasista a realizar operaciones
en Venezuela durante un período de 6 meses. Esta licencia supone un alivio temporal del régimen de sanciones, a raíz del
acuerdo llegado por el Gobierno venezolano con la oposición y condicionado a que el Gobierno venezolano cumpla sus
compromisos de garantizar unas elecciones presidenciales democráticas y libres (en 2024), además de otras cuestiones
como la liberación de presos políticos. En la medida que el Gobierno venezolano cumpla su palabra, la licencia sería
prorrogable una vez venza en abril de 2024.
El pasado 30 de enero de 2024, el Gobierno de los Estados Unidos anunció que, en ausencia de avances entre Maduro y sus
representantes y la Plataforma Unitaria de la oposición, especialmente en lo que respecta a permitir que todos los candidatos
presidenciales compitan en las elecciones de este año, Estados Unidos no renovará la LG 44, "Autorización de Transacciones
Relacionadas con Operaciones del Sector Petrolero o Gasífero en Venezuela", cuando expire el 18 de abril de 2024. Repsol
está analizando actualmente estos nuevos acontecimientos para comprender adecuadamente su alcance y mitigar su
impacto en los planes de negocio en el país.
Repsol continúa adoptando las medidas necesarias para continuar su actividad en Venezuela con pleno respeto a la
normativa internacional de sanciones aplicable, incluyendo las políticas estadounidenses en relación con Venezuela, y está
haciendo un seguimiento constante de su evolución y, por tanto, de los eventuales efectos que pudieran tener sobre dichas
actividades.
El Grupo realiza una evaluación de la recuperabilidad de sus inversiones, así como del riesgo de crédito sobre las cuentas a
cobrar a PDVSA. Para evaluar las inversiones en este país es preciso utilizar determinadas hipótesis y asunciones (tales como
los planes de desarrollo de los activos, el cumplimiento de los acuerdos firmados y la evolución del entorno) que implican
juicios y estimaciones relevantes y sometidas a elevada incertidumbre (ver Notas 4.5, 10.3 y 13).
Respecto a los instrumentos financieros, el cálculo de la pérdida esperada se realiza considerando los escenarios de flujos de
efectivo previstos para el negocio, ponderados por su probabilidad estimada. Se aplican tres escenarios de severidad
(moderado, significativo y severo) con diferentes hipótesis e impactos económicos en los flujos de caja estimados. La
probabilidad de ocurrencia de dichos escenarios está a su vez ponderada en función de información histórica de defaults
soberanos (Informe Moody´s “Sovereign Default and recovery rates 1983-2022") y las expectativas de la Dirección. La
estimación de los escenarios de los flujos de efectivo es consistente con los utilizados a efectos del cálculo del valor
recuperable de los activos. La evaluación del deterioro por riesgo de crédito en Venezuela ha requerido realizar estimaciones
sobre las implicaciones y la evolución de un entorno de elevada incertidumbre, lo que ha aconsejado contar con el contraste
de un experto independiente para validar los juicios de la Dirección.
Como consecuencia de ello, el Grupo ha reconocido en 2023 provisiones por el perfil de crédito de PDVSA y por el difícil
entorno de los negocios en Venezuela, afectando al valor de los instrumentos de financiación y cuentas a cobrar a PDVSA
(-34 millones de euros, ver Notas 8, 14 y 17) 54 así como al valor de las inversiones contabilizadas por el método de la
participación (-295 millones de euros, ver Nota 13).

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Cuentas Anuales 2023 | 71 | Grupo Repsol

49 La exposición patrimonial corresponde al valor en el balance de situación del Grupo de los activos netos consolidados expuestos a los riesgos propios de
los países sobre los que se informa.
50 Fuente: Estimado del Fondo Monetario Internacional.
51 Valores estimados según Índice Nacional de Precios de la Asamblea Nacional (INPCAN).
52 Tipo de cambio de referencia SIMECA (Sistema del Mercado Cambiario).
53 La moneda funcional de Quiriquire Gas es el bolívar (el valor neto contable de la inversión es nulo, por lo que cualquier efecto derivado de la conversión a
euro no es significativo).
54 Reconocidos en los epígrafes de "(Dotación)/Reversión por deterioro" (riesgo de crédito, ver Notas 10.3 y 19.4) y de "Deterioro de instrumentos
financieros" (ver Nota 21), de la cuenta de pérdidas y ganancias.
Bolivia
El Grupo realiza actividades relacionadas con la exploración y producción de hidrocarburos en Bolivia desde el año 1994,
participando a 31 de diciembre de 2023 en tres áreas contractuales, además de poseer una participación del 48,33% en el
capital de la sociedad YPFB Andina, S.A. Las reservas probadas netas estimadas a 31 de diciembre de 2023 ascienden a 47
millones de barriles equivalentes de petróleo. En torno al 65% de las mismas corresponden al campo en producción
Margarita-Huacaya, que está situado en la zona sur de Bolivia, en los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Repsol participa
en el proyecto con un 37,5%, operando junto con Shell (37,5%), y Pan American Energy (25%).
La exposición patrimonial de Repsol en Bolivia a 31 de diciembre de 2023 asciende a unos 466 millones de euros (incluyendo
principalmente el valor de los activos productivos -inmovilizado material y valor de la inversión por el método de la
participación- a dicha fecha).
La estabilidad económica del país se ha visto afectada por el impacto financiero de la caída de las reservas internacionales del
Banco Central de Bolivia, generado principalmente por los altos precios internacionales de los combustibles que deben ser
importados por el Estado, los cuales se comercializan en el mercado local a precios subsidiados. La reducción de dichas
reservas ha provocado un incremento de las comisiones bancarias por las remesas de fondos al exterior. Adicionalmente, la
escasez de reservas podría impactar en la capacidad de pago de obligaciones por parte del Estado, entre ellas la Retribución
del Titular de los Contratos de Operación, aspecto mitigado en parte por los acuerdos integrantes de los propios Contratos
de Operación, además de la condición estratégica de la industria de hidrocarburos como fuente de generación de divisas para
el país.
Respecto a la situación política, existen divisiones internas dentro del partido de gobierno, lo que dificulta la tramitación de
leyes en el Congreso y la operativa básica de la administración. Esta división se ha trasladado a las calles, dónde se han
producido bloqueos de carreteras por parte de sectores que reclaman la convocatoria de elecciones. Esta situación ha
provocado dificultades en la distribución y comercialización de combustibles en el mercado interno, generando un impacto
económico negativo para el país.
La producción neta media en Bolivia en 2023 ha alcanzado los 30,8 miles de barriles equivalentes de petróleo día (33,1 miles
de barriles equivalentes de petróleo al día durante el mismo período de 2022).
Argelia
Repsol tiene en Argelia dos bloques en fase de producción Reggane Nord y Bloque 405a -con las licencias MLN, EMK y
Ourhoud-.
Hasta octubre de 2023, Repsol participaba en el proyecto con un 29,25%, operando conjuntamente con la empresa estatal
argelina Sonatrach (40%), la alemana Wintershall Dea AG (19,5%) y la italiana Edison Reggane SPA (11,25%). El 11 de octubre,
se ha materializado la operación de compraventa por la cual Edison vendió su participación a Repsol y Wintershall Dea AG,
aumentando estos su % de participación hasta el 36% y 24%, respectivamente.
En 2023 se ha firmado un nuevo contrato por el Bloque 405a que permite la extensión de las operaciones por 25 años con
opción de 10 años adicionales. Actualmente dicho contrato se encuentra pendiente de aprobación en Consejo de Ministros
argelino y pendiente de publicación en la Gaceta Oficial argelina, momento en el que entraría en vigor dicho contrato.
Las reservas probadas netas estimadas a 31 de diciembre de 2023 ascienden a 21,1 millones de barriles equivalentes de
petróleo. De la cifra de reservas probadas netas, en torno al 83% corresponden al proyecto de gas en producción de Reggane,
que está situado en el Sahara argelino, en la cuenca de Reggane.
La exposición patrimonial de Repsol en Argelia a 31 de diciembre de 2023 asciende a unos 277 millones de euros (incluyendo
fundamentalmente el inmovilizado material a dicha fecha).
Respecto a la situación geopolítica, en junio de 2022, el Gobierno argelino a través de la Asociación de Bancos y Entidades
Financieras ordenó a las entidades financieras del país, la congelación de las domiciliaciones bancarias en todas las
operaciones de comercio exterior de productos con origen y destino en España y rompió el "Tratado de Amistad, Buena
Vecindad y Cooperación" firmado entre ambos países. Con la restitución del embajador argelino en España en noviembre de
2023, se da por terminado el distanciamiento diplomático. Durante el ejercicio 2023 no se ha tenido mayor impacto en la
operación en lo referente a este conflicto.
La producción neta media en Argelia en 2023 ha alcanzado los 11,0 miles de barriles equivalentes de petróleo al día
provenientes de los bloques Reggane Nord y 405a (12,3 miles de barriles equivalentes de petróleo al día en 2022).

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Cuentas Anuales 2023 | 72 | Grupo Repsol

Libia
Repsol está presente en Libia desde los años 70, cuando inició las actividades exploratorias en la Cuenca de Sirte. A 31 de
diciembre de 2023 Repsol dispone de derechos mineros en este país sobre dos áreas contractuales con actividades de
exploración y producción situadas en la cuenca de Murzuq, conocidas como campo petrolero El Sharara, y cuyas reservas
probadas estimadas netas a 31 de diciembre de 2022 ascienden a 101,2 millones de barriles equivalentes de petróleo.
La exposición patrimonial de Repsol en Libia a 31 de diciembre de 2023 asciende a unos 511 millones de euros (incluyendo
fundamentalmente el inmovilizado material a dicha fecha).
En el país continúa la coexistencia de dos gobiernos: el gobierno del Este y el Gobierno de Unidad Nacional en el Oeste. El
gobierno en el Oeste tiene el reconocimiento de Naciones Unidas y los países occidentales, y mantiene el control de Trípoli a
través de diversas milicias que supervisan la seguridad y condicionan la acción de gobierno. El parlamento libio sigue basado
en Tobruk y se mantiene alineado con el gobierno de Benghazi. Éste, por su parte, ejerce el control del 80% del territorio libio
a través del llamado Ejército Nacional Libio, a las órdenes del mariscal Haftar.
Tras el fracaso de la celebración de las elecciones presidenciales en diciembre de 2021, auspiciadas por la ONU, el nuevo
enviado especial de la ONU para Libia y presidente de la Misión de Apoyo de las Naciones Unidas en Libia, ha creado un
comité de alto nivel entre la Cámara de Representantes y el Alto Consejo de Estado para lograr acuerdos mínimos que
permitan la realización de elecciones presidenciales y parlamentarias. Adicionalmente, Naciones Unidas ha impulsado la
reconstitución del llamado Foro de Diálogo Político, como intento internacional de superar el bloqueo mediante la
designación directa de 40 personas de nacionalidad libia procedentes de diversos sectores, con objeto de allanar el camino
hacia las elecciones. Sin embargo, el Primer Ministro ha decidido no dimitir antes de la celebración de las elecciones, como
requerían.
El cese al fuego continúa en el país. El enviado especial de Naciones Unidas para Libia, ha reconocido los avances en los
procesos DDR (desarme, desmovilización y reintegración). El equilibrio entre las milicias en un momento en que la bonanza
de los precios del petróleo garantizan ingresos a esos grupos aleja de momento el recrudecimiento de enfrentamientos, pero
una caída del precio del crudo incrementaría las tensiones entre milicias, así como entre los países que alientan el conflicto a
través de sus representantes locales.
Durante el año 2023, la producción en el campo El Sharara se ha interrumpido en una sola ocasión, durante 24 horas. El 3 de
enero de 2024 la producción se ha interrumpido por motivos de seguridad, declarándose fuerza mayor el 7 de enero de 2024,
y restaurándose la producción de nuevo el 21 de enero. La producción neta media de petróleo crudo de Repsol en Libia en
2023 ha ascendido a 32,9 miles de barriles de petróleo al día (28,6 miles de barriles de petróleo al día en 2022).

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Cuentas Anuales 2023 | 73 | Grupo Repsol

(21) Resultado financiero
El detalle por naturaleza de los ingresos y gastos financieros registrados en los ejercicios 2023 y 2022 ha sido el siguiente:

Resultado financiero |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Ingresos financieros |  | 425 |  | 157
Gastos financieros |  | (279) |  | (238)
Intereses netos (1) |  | 146 |  | (81)
Por tipo de interés |  | 81 |  | 129
Por tipo de cambio |  | (222) |  | 470
Otras posiciones |  | 9 |  | 342
Variación de valor razonable en instrumentos financieros (2) |  | (132) |  | 941
Diferencias de cambio (3) |  | 242 |  | (434)
Deterioro de instrumentos financieros (4) |  | (114) |  | 49
Actualización financiera de provisiones |  | (128) |  | (75)
Intereses intercalarios |  | 158 |  | 70
Intereses arrendamientos (5) |  | (171) |  | (177)
Otros |  | 36 |  | 38
Otros ingresos y gastos financieros |  | (105) |  | (144)
RESULTADO FINANCIERO |  | 37 |  | 331

(1) Incluye ingresos por intereses por instrumentos financieros valorados a coste amortizado por importe de 425 millones de euros (157 millones de euros
en 2022).
(2) Incluye los resultados por la valoración y liquidación de instrumentos financieros derivados (ver Nota 9). En “Otras posiciones” se incluye los resultados
por valoración y liquidación de derivados sobre acciones en autocartera (ver Notas 6.2 y 9).
(3) Incluye los resultados por diferencias de cambio generados por la valoración y liquidación de las partidas monetarias en moneda extranjera.
(4) Incluye el deterioro de préstamos otorgados a inversiones contabilizadas por el método de la participación en Canadá (Industrial) y Venezuela (E&P).
(5) Corresponde a la actualización financiera de pasivos por arrendamiento.
El resultado financiero es inferior al de 2022. La peor valoración por derivados sobre autocartera (ver Nota 9) y posiciones de
tipo de interés y de tipo de cambio dólar/euro reconocidos en el epígrafe de "Variación de valor razonable en instrumentos
financieros" se ha visto mitigada por "Diferencias de cambio" positivas y por unos mayores "Ingresos financieros" por la
rentabilidad obtenida de la elevada liquidez del Grupo.
(22) Impuesto sobre beneficios

| La correcta valoración del gasto en concepto de impuesto sobre beneficios depende de varios factores, incluyendo estimaciones en el ritmo y realización de los créditos fiscales y de los activos por impuestos diferidos, así como de la periodificación de los pagos del impuesto sobre beneficios. Los cobros y pagos pueden diferir materialmente de estas estimaciones como resultado de cambios en la evolución prevista de los negocios de la Compañía o en las normas impositivas o en su interpretación, así como de transacciones futuras imprevistas que impacten en los saldos de impuestos de la Compañía. |
| Los activos por impuesto diferido sólo son reconocidos cuando se considera probable que las entidades (individualmente o de forma consolidada) que los han generado van a tener en el futuro suficientes ganancias fiscales con las que hacerlos efectivos. |
| Cuando existan indicios de que no se recuperan y, en cualquier caso, una vez al año, se revisan los activos por impuestos diferidos registrados, con el fin de comprobar que se mantienen vigentes y que se consideran recuperables en el futuro, efectuándose, en su caso, las oportunas modificaciones, de acuerdo con los resultados de los análisis realizados. Dichos análisis se basan en: (i) la realización de hipótesis para verificar la existencia de suficientes ganancias fiscales futuras que permitan compensar las pérdidas fiscales o aplicar los créditos fiscales existentes; (ii) la evaluación de las estimaciones de resultados de cada entidad o grupo fiscal de acuerdo con los planes de negocio del Grupo; (iii) el período y límites establecidos en la legislación de cada país para la recuperación de los créditos fiscales. |

22.1 Impuestos aplicables
En materia impositiva y, en particular, de impuesto sobre el beneficio, el Grupo Repsol se encuentra sometido a la normativa
de distintas jurisdicciones fiscales, dada la dispersión geográfica y el marcado carácter internacional de las actividades
realizadas por las sociedades que lo integran.
Por este motivo, el tipo impositivo efectivo del Grupo Repsol está condicionado por la distribución del resultado obtenido
entre cada uno de los países en donde opera y, en ocasiones, por el gravamen de ese resultado en más de un país (doble
imposición).

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Cuentas Anuales 2023 | 74 | Grupo Repsol

a) En España
La mayoría de las entidades residentes en territorio español tributan en el Impuesto sobre Sociedades por el régimen de
consolidación fiscal. En este régimen, las sociedades integradas en el Grupo fiscal determinan conjuntamente el resultado
fiscal y el impuesto del Grupo.
Repsol, S.A. es la sociedad dominante del Grupo fiscal consolidado 6/80 en el que se integran todas aquellas sociedades
residentes en España participadas, directa o indirectamente, en al menos un 75% por la sociedad dominante y que cumplan
determinados requisitos. El número de sociedades que componen el mencionado Grupo Fiscal en el ejercicio 2023 es de 114,
siendo las más significativas las siguientes: Repsol, S.A., Repsol Petróleo, S.A., Repsol Trading, S.A., Repsol Química, S.A.,
Repsol Butano, S.A., Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A., Repsol Exploración, S.A., Repsol Exploración Murzuq,
S.A., Repsol Generación Eléctrica, S.A. y Repsol Renovables, S.A
Por su parte, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) es la sociedad representante del Grupo Fiscal Consolidado 02/01/B, al que
se le aplica la normativa foral del Impuesto sobre Sociedades de Vizcaya. El número de sociedades que componen el
mencionado Grupo en el ejercicio 2023 es de 9, siendo las más significativas las siguientes: Petróleos del Norte, S.A.
(Petronor), Repsol Customer Centric, S.L. y Repsol Industrial Transformation, S.L.
Las demás sociedades residentes en España que no están integradas en alguno de los anteriores grupos fiscales tributan en
el Impuesto sobre Sociedades de forma individual.
Las sociedades españolas, ya tributen de manera individual o consolidada, estuvieron sujetas durante 2023 a un tipo general
de gravamen del 25%, excepto el grupo Petronor que, en virtud de la normativa foral de Vizcaya, tributa a un tipo de
gravamen del 24%.
b) En el resto de países
El resto de sociedades del Grupo tributan en cada uno de los países en los que desarrollan sus actividades aplicando el
impuesto sobre beneficios vigente en dichos territorios. Adicionalmente, en algunos países existen impuestos a la ganancia
mínima presunta con carácter complementario al impuesto sobre beneficios.
Las sociedades del Grupo residentes en España, que realizan parte de sus actividades en otros países, están sometidas al
impuesto sobre beneficios vigente en estos territorios por la parte de los resultados que allí se obtienen. Este es el caso de los
establecimientos permanentes de las sociedades españolas que realizan actividades de exploración y producción de
hidrocarburos en otros países (por ejemplo, en Argelia, Indonesia, Libia o Perú).
A continuación, se indican los tipos de gravamen nominales de los impuestos sobre beneficios aplicables en las principales
jurisdicciones en que opera el Grupo:

País |  | Tipo de Gravamen |  | País |  | Tipo de Gravamen
Argelia (1) |  | 38% |  | México |  | 30%
Bolivia |  | 25% |  | Noruega |  | 78%
Brasil |  | 34% |  | Países Bajos |  | 25,8%
Chile |  | 27% |  | Perú (5) |  | 29,5%
Colombia (2) |  | 35% |  | Portugal |  | 22,5% - 31,5%
Estados Unidos (3) |  | 21% |  | Reino Unido (6) |  | 40%
Indonesia |  | 32,5% - 44% |  | Singapur |  | 17%
Italia (4) |  | 24% |  | Trinidad y Tobago |  | 55% - 57,2%
Libia |  | 65% |  | Venezuela |  | 34% (Gas) y 50% (Petróleo)
Luxemburgo |  | 25% |  |  |  |

(1) Más el impuesto sobre beneficios excepcionales (TPE).
(2) El tipo podría alcanzar el 50% sujeto a la evolución de los precios del crudo.
(3) No incluye tipos estatales.
(4) No incluye tipos regionales.
(5) Tipo general.
(6) No incluye el Energy Profit Levy (tipo 35% de 2023 a 2028).

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Cuentas Anuales 2023 | 75 | Grupo Repsol

c) Novedades en el marco normativo fiscal
c.1) P rincipales reformas fiscales del período:
– En España, en diciembre de 2022, la Ley 38/2022, de 27 de diciembre de 2022, por la que, entre otros, se modificó la Ley
del Impuesto sobre Sociedades con efectos 1 de enero de 2023, introduce una limitación temporal del 50% en la
compensación de pérdidas en grupos de consolidación fiscal. El importe de las bases imponibles negativas individuales
no incluidas en la base imponible del grupo de consolidación fiscal se integrará, por partes iguales, en los diez períodos
impositivos que se inicien a partir del 1 de enero de 2024.
– En EE.UU., el gobierno cambió las reglas del juego en el desarrollo de las energías renovables con la aprobación, en
agosto 2022, de la Inflation Reduction Act (“IRA”). La IRA ofrece un marco jurídico estable para inversores extranjeros y
nacionales, apostando por la neutralidad tecnológica, y ayudando a reducir progresivamente la dependencia asiática en
la cadena de suministros. En concreto, incrementa las deducciones fiscales de forma que podrían financiar entre el 30%
y el 70% de las inversiones y posibilita la monetización inmediata de dichos créditos.
– En Portugal, se aprobó un Incentivo a la Capitalización de las Empresas que permite reducir la base imponible del
Impuesto sobre Sociedades en el 4,5% del incremento neto de los fondos propios.
c.2) Tributación mínima (Pilar II OCDE)
En octubre de 2021, 137 países del Marco Inclusivo de la OCDE alcanzaron un acuerdo político para el establecimiento de
unas normas comunes que garanticen una tributación mínima de los grupos multinacionales; este acuerdo fue concretado en
diciembre de 2021 con la publicación de unas reglas modelo que garantizan una tributación efectiva global del 15%.
En diciembre de 2022, los 27 Estados Miembros de la UE han aprobado una Directiva, basada sustancialmente en las reglas
modelo de la OCDE, que deberá transponerse a la legislación nacional de cada Estado antes de finales de 2023, para su
entrada en vigor en el ejercicio fiscal 2024.
La evolución de la implantación local del impuesto mínimo en los países donde el Grupo Repsol tiene presencia es la
siguiente: a) Italia, Luxemburgo, Noruega, Países Bajos y Reino Unido ya han aprobado normativa nacional, b) España y
Portugal están en proceso de tramitación, c) en el resto de países (Brasil, Estados Unidos, Indonesia, Perú, Trinidad y
Tobago...) aún se desconoce si se implementará esta normativa localmente. Los países que no se encuentran dentro del
Marco Inclusivo, como Argelia, Bolivia, Libia o Venezuela, no se espera que introduzcan normativa al respecto.
Más allá de un notable incremento de las cargas de cumplimiento formal, el Grupo Repsol no espera impactos económicos
significativos derivados de la aplicación de esta nueva normativa, al estar ya sujeto a tipos efectivos de gravamen muy
superiores al 15% en los principales territorios en los que opera. No obstante, la complejidad de la norma podría generar, en
casos puntuales, supuestos de doble imposición.
A los efectos oportunos, se indica que es aplicable la excepción a reconocer y revelar información sobre activos y pasivos por
impuestos diferidos relacionados con el impuesto a las ganancias del Pilar II.
c.3) G ravámenes sobre beneficios extraordinarios
En España, la Ley 38/2022 de 27 de diciembre de 2022, introdujo en el ordenamiento jurídico nacional un gravamen temporal
energético (GTE) que deben satisfacer determinados operadores del sector energético durante dos años. El gravamen es el
1,2% del importe neto de la cifra de negocios (INCN) derivada de la actividad desarrollada por el Grupo en España en los
ejercicios 2022 y 2023, con ciertos ajustes. El Real Decreto-ley 8/2023, de 27 de diciembre de 2023, ha previsto la prórroga
para 2024 del GTE y el establecimiento de un incentivo por inversiones, así como su reconfiguración durante 2024 para su
plena integración en el sistema tributario.
El GTE correspondiente a las operaciones realizadas en 2022 se ha registrado, de acuerdo con el criterio manifestado por la
Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), como gasto el 1 de enero de 2023, por importe de 443 millones,
habiéndose pagado en febrero y septiembre de 2023 (efecto mitigado por la reversión parcial del deterioro en Refino España
al haberse tenido en cuenta en su test de deterioro; ver Nota 20). En las cuentas se ha aplicado el mencionado criterio
contable de la CNMV, aunque en opinión de la compañía no es consistente ni con las características sustanciales del
gravamen ni con los principios de la información financiera, pues al tratarse de un gravamen que recae sobre los ingresos de
un ejercicio y cuyo pago es cierto al final del mismo, debería registrarse como gasto en 2022 y 2023, no al año siguiente.

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Cuentas Anuales 2023 | 76 | Grupo Repsol

Siguiendo este mismo criterio de la CNMV, el GTE correspondiente a las operaciones realizadas en 2023, que se estima en
unos 350 millones de euros, se registrará contablemente como gasto el 1 de enero de 2024.
Repsol, de acuerdo con la opinión de sus asesores internos y externos, considera que el GTE es incompatible con la
Constitución Española y con el Derecho de la Unión Europea, por lo que ha recurrido a los Tribunales solicitando su
anulación (ver Nota 22.4).
22.2 Gasto devengado contablemente por impuesto sobre beneficios
El cálculo del gasto devengado contablemente por el impuesto sobre beneficios para los ejercicios 2023 y 2022 es el
siguiente:

Gasto por impuesto sobre beneficios |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Impuesto corriente por resultados del ejercicio (1) |  | (1.250) |  | (2.349)
Impuesto diferido del ejercicio (2) |  | 733 |  | (364)
Ajustes de ejercicios anteriores y otras regularizaciones (3) |  | (564) |  | (122)
Total (gasto)/ ingreso por impuesto sobre beneficios |  | (1.081) |  | (2.835)

(1) Gasto contable que corresponde al impuesto a pagar por los resultados obtenidos en el ejercicio corriente.
(2) Gasto contable por diferencias temporarias surgidas en el ejercicio y por aplicación de créditos fiscales originados en ejercicios anteriores.
(3) Ajustes correspondientes al Impuesto sobre beneficios de ejercicios anteriores (entre otros, movimientos de provisiones fiscales y activos por impuestos
diferidos, regularización del importe estimado del impuesto del año anterior....).
La conciliación del “Gasto por impuesto sobre beneficios” registrado y el que resultaría de aplicar el tipo nominal del Impuesto
sobre Sociedades vigente en el país de la casa matriz (España) es la siguiente:

Conciliación del gasto por impuesto sobre beneficios |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Resultado antes de Impuesto sobre beneficios (IS) |  | 4.365 |  | 7.180
Resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación |  | 34 |  | 989
Resultado antes de IS y de resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación |  | 4.331 |  | 6.191
Tipo nominal general del IS en España |  | 25% |  | 25%
(Gasto) / Ingreso por IS al tipo nominal general español |  | (1.083) |  | (1.547)
Mayor gasto por IS adicional por ajuste a tipos nominales diferentes al general español (1) |  | (575) |  | (855)
Mayor gasto por IS derivado de gastos no deducibles (2) |  | (183) |  | (328)
Menor gasto por IS por aplicación de mecanismos para evitar la doble imposición (3) |  | 270 |  | 5
Menor gasto por IS por aplicación de deducciones e incentivos fiscales (4) |  | 33 |  | 30
Ingreso por IS por ajustes sobre impuestos diferidos (5) |  | 1.434 |  | 136
Gasto por IS por dotación de provisiones por riesgos fiscales |  | (1.032) |  | (115)
Otros (6) |  | 55 |  | (161)
(Gasto) / Ingreso por IS |  | (1.081) |  | (2.835)

(1) Resultados gravados en el extranjero o en España a tipos diferentes del 25% (regímenes forales...).
(2) Corresponde a provisiones y gastos contables no deducibles fiscalmente (entre otros, el gravamen temporal energético español).
(3) Incluye mecanismos para evitar la doble imposición, tanto internacional como interna, ya sean exenciones, bonificaciones o deducciones en cuota.
(4) Corresponde principalmente a la aplicación del régimen de tonelaje en España.
(5) Incluye fundamentalmente el reconocimiento de activos por impuesto diferido por deterioros contables de ejercicios anteriores deducibles fiscalmente, y
la regularización, tras revisión de su recuperabilidad, de activos por impuestos diferidos en EE.UU., México y Argelia (ver Nota 20.1).
(6) Incluye principalmente ajustes/ pagos por impuesto sobre beneficios de ejercicios anteriores y costes fiscales (withholding tax) por reparto de
dividendos.

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Cuentas Anuales 2023 | 77 | Grupo Repsol

22.3 Impuestos diferidos
a) Impuestos diferidos registrados
El Grupo presenta los activos y pasivos por impuestos diferidos por su importe neto en cada sociedad o entidad. La
composición de los activos y pasivos por impuestos diferidos reconocidos en el balance, en función de los conceptos que los
originan, es la siguiente:

Impuestos diferidos |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2022
Bases imponibles negativas por pérdidas, deducciones y similares (pendientes de aplicar) |  | 4.035 |  | 2.303
Diferencias entre amortizaciones contables y fiscales |  | (2.154) |  | (1.445)
Provisiones por desmantelamiento de campos (pendientes de aplicar) |  | 1.041 |  | 304
Provisiones para el personal y otras (pendientes de aplicar) |  | 926 |  | 643
Otros impuestos diferidos |  | 51 |  | 221
Total impuesto diferido |  | 3.899 |  | 2.026
Provisiones por riesgos relacionados con el impuesto sobre beneficios (1) |  | (2.551) |  | (1.463)
Impuesto diferido neto y otros fiscales |  | 1.348 |  | 563

(1) El movimiento de las provisiones por riesgos relacionados con el impuesto sobre beneficios es el siguiente: (i) dotaciones con cargo a resultado -1.057
millones de euros, (ii) pagos/reclasificaciones -41 millones de euros, y (iii) diferencias de conversión y otros 9 millones de euros.
A continuación, se desglosa el movimiento en el ejercicio 2023 de impuestos diferidos:

Millones de euros |  | 2023 | 2022
Saldo al inicio del ejercicio |  | 2.026 | 2.188
Ingreso/(Gasto) cuenta de pérdidas y ganancias |  | 1.411 | (340)
Ingreso/(Gasto) en Patrimonio Neto |  | (54) | 102
Diferencias de conversión de saldos en moneda extranjera |  | (47) | 79
Otros (1) |  | 563 | (3)
Saldo al cierre del ejercicio |  | 3.899 | 2.026

(1) Corresponde principalmente a impuestos diferidos por la integración de Repsol Resources UK (ver Nota 13), y la adquisición de Asterion Energies S.L. (ver
nota 11).
E n 2023, se han reconocido activos por impuestos diferidos en España (914 millones de euros) por pérdidas fiscales
generadas en el ejercicio afectadas por la limitación temporal del 50% en la compensación de pérdidas en grupos de
consolidación fiscal, en Reino Unido (777 millones de euros) por la integración de Repsol Resources UK (ver Nota 13) y en
Luxemburgo (230 millones de euros) por mejora en la expectativa de resultados futuros. Por otro lado, tras la revisión
efectuada por el Grupo para el test de deterioro de los activos (ver Nota 20.1) se han regularizado créditos fiscales en EE.UU.,
México y Argelia.
b) Activos y otros créditos fiscales
Los activos fiscales registrados correspondientes a bases imponibles negativas, deducciones y similares (pendientes de
aplicar), que ascienden a 4.035 millones de euros, corresponden principalmente a:

País |  | Millones de euros |  | Caducidad legal |  | Estimación recuperabilidad
España (1) (2) |  | 2.701 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Reino Unido |  | 594 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Luxemburgo |  | 347 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Estados Unidos |  | 320 |  | 20 años / sin límite temporal |  | En su mayoría, en 10 años
Argelia |  | 49 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Portugal |  | 19 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Resto |  | 5 |  | - |  | -
Total |  | 4.035 |  |  |  |

(1) Incluye, entre otras bases imponibles negativas, las generadas en el ejercicio 2023 afectadas por la limitación temporal del 50% en la compensación de
pérdidas en grupos de consolidación fiscal establecido por la Ley 38/2022.
(2) No se tienen en cuenta los posibles impactos de la declaración de inconstitucionalidad de los límites a la compensación de bases imponibles negativas y
deducciones de ejercicios anteriores establecidos por el Real Decreto-ley 3/2016 (ver Nota 22.4).

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Cuentas Anuales 2023 | 78 | Grupo Repsol

c) Activos por impuestos diferidos no registrados
A continuación se desglosan los activos por impuestos diferidos netos no registrados al cierre del ejercicio 2023:

|  |  |  | Apertura por concepto
País |  | Millones de euros |  | Bases imponibles negativas |  | Deducciones |  | Otros impuestos diferidos
Luxemburgo |  | 2.625 |  | 2.625 |  | — |  | —
Reino Unido |  | 1.302 |  | 1.103 |  | — |  | 199
Estados Unidos |  | 1.100 |  | 976 |  | — |  | 124
España (1) |  | 655 |  | 207 |  | 164 |  | 284
Canadá |  | 249 |  | 1 |  | — |  | 248
Argelia |  | 62 |  | 62 |  | — |  | —
México |  | 74 |  | 74 |  | — |  | —
Países Bajos |  | 9 |  | 9 |  | — |  | —
Singapur |  | 9 |  | 9 |  | — |  | —
Venezuela |  | 8 |  | — |  | — |  | 8
Brasil |  | 1 |  | 1 |  | — |  | —
Colombia |  | 1 |  | 0 |  | — |  | 1
Bolivia |  | 1 |  | 1 |  | — |  | —
Total (2) |  | 6.096 |  | 5.068 |  | 164 |  | 864

NOTA: El importe correspondiente a 2022 ascendía a 5.121 millones de euros.
(1) En España no se incluyen pasivos por impuestos diferidos asociados a diferencias temporarias imponibles sobre inversiones en sociedades dependientes,
asociadas y establecimientos permanentes que cumplen los requisitos establecidos en la NIC 12 para aplicar la excepción de registro (97 y 94 millones de
euros al cierre de 2023 y 2022, respectivamente).
(2) No incluye el importe correspondiente a los activos por impuestos diferidos netos no registrados de sociedades que consolidan por puesta en equivalencia
que asciende a 578 millones de euros: (i) Venezuela 460 millones de euros, (ii) Trinidad y Tobago 112 millones de euros, (iii) España 4 millones de euros y
(iv) Bolivia 2 millones de euros.
22.4 Actuaciones administrativas y judiciales con trascendencia fiscal

| Según establece la legislación vigente, los impuestos no pueden considerarse definitivamente liquidados hasta que las declaraciones presentadas hayan sido inspeccionadas por las autoridades fiscales o haya transcurrido el plazo de prescripción aplicable en cada jurisdicción. |
| Cuando se plantean diferentes interpretaciones de la normativa fiscal aplicable a determinadas operaciones entre Repsol y las autoridades fiscales, el Grupo actúa con las autoridades de forma transparente y cooperativa para resolver las controversias mediante las fórmulas jurídicas disponibles, con el objeto de llegar a una solución no litigiosa. No obstante, tanto en ejercicios anteriores como en éste se han producido actuaciones administrativas y judiciales con trascendencia fiscal contrarias a las pretensiones del Grupo que han dado lugar a situaciones litigiosas y que podrían poner de manifiesto pasivos fiscales adicionales. Repsol considera que su actuación en los indicados asuntos ha sido ajustada a Derecho y se sustenta en interpretaciones razonables de la normativa aplicable, por lo que ha interpuesto los oportunos recursos en defensa de los intereses del Grupo y de sus accionistas. |
| Es difícil predecir el plazo de resolución de dichos litigios debido a lo extenso del procedimiento de reclamación. La Compañía, sobre la base del asesoramiento de expertos fiscales internos y externos, considera que las deudas fiscales que finalmente pudieran derivarse de dichas actuaciones no afectarían significativamente a los estados financieros adjuntos. |
| El criterio general del Grupo consiste en registrar provisiones para los litigios de naturaleza fiscal en los que se determina que el riesgo de pérdida es probable. Los importes provisionados se calculan de acuerdo con la mejor estimación de la cuantía necesaria para liquidar el litigio correspondiente, basándose, entre otros, en un análisis individualizado de los hechos y opiniones legales de sus asesores internos y externos y tomando en consideración la experiencia de sucesos pasados. |

Los ejercicios abiertos a inspección fiscal en las sociedades del Grupo más relevantes, respecto del impuesto sobre beneficios
y de los principales impuestos a los que se hallan sujetas, son los siguientes:

País |  | Ejercicios |  | País |  | Ejercicios
Argelia |  | 2019 - 2023 |  | Luxemburgo |  | 2019 - 2023
Bolivia |  | 2016 - 2023 |  | México |  | 2019 - 2023
Brasil |  | 2018 - 2023 |  | Noruega |  | 2018 - 2023
Chile |  | 2020 - 2023 |  | Países Bajos |  | 2020 - 2023
Colombia |  | 2018 - 2023 |  | Perú |  | 2020 - 2023
España |  | 2021 - 2023 |  | Portugal |  | 2020 - 2023
Estados Unidos |  | 2020 - 2023 |  | Reino Unido |  | 2018 - 2023
Indonesia |  | 2019 - 2023 |  | Singapur |  | 2018 - 2023
Italia |  | 2017 - 2023 |  | Trinidad y Tobago |  | 2017 - 2023
Libia |  | 2015 - 2023 |  | Venezuela |  | 2017 - 2023

Dada la incertidumbre relativa a la materialización de los riesgos fiscales existentes asociados a litigios y otras contingencias
fiscales, el Grupo tiene dotadas provisiones que se consideran adecuadas para cubrir los riesgos correspondientes. A 31 de
diciembre de 2023, el Grupo tiene registrados 2.551 millones de euros por posiciones fiscales inciertas en impuestos sobre
beneficios (1.463 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). Adicionalmente, tiene reconocidas provisiones fiscales por

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Cuentas Anuales 2023 | 79 | Grupo Repsol

importe de 396 millones de euros (240 millones de euros a 31 de diciembre de 2022), que se presentan en el epígrafe de
"Otras provisiones" en la Nota 15.
A 31 de diciembre los principales litigios de naturaleza fiscal que afectan al Grupo Repsol son los siguientes:
– Bolivia. YPFB Andina, S.A. (ver Nota 13) mantiene un litigio sobre la deducibilidad de los pagos por regalías y
participaciones hidrocarburíferas en el Impuesto a las Utilidades de la Empresa. Tras una sentencia desfavorable en
primera instancia, recayó una decisión favorable en segunda instancia judicial que fue impugnada por la Administración
Tributaria ante el Tribunal Supremo. El 16 de enero de 2024, este Tribunal ha considerado infundado el recurso de
casación presentado por la Administración (el fallo no es aún definitivo, ya que es susceptible de recurso).
– Brasil. Petrobras, como operadora de los consorcios A lbacora Leste (actualmente operada por Petro Rio), BMS 7, BMES
21 y BMS 9 en los que Repsol participa o participaba (en un 6%, 22%, 7% y 15%, neto Repsol, respectivamente), recibió
reclamaciones administrativas por varios impuestos (IRRF, CIDE y PIS/COFINS) 55 (ejercicios 2008 a 2013) en relación
con pagos a empresas extranjeras por contratos de fletamento de plataformas de exploración y servicios relacionados.
Asimismo, Repsol Sinopec Brasil, S.A. (RSB, ver Nota 13) recibió reclamaciones de la Administración tributaria por los
mismos conceptos e impuestos (ejercicios 2009 y 2011) en relación con pagos a empresas extranjeras por contratos de
fletamento de embarcaciones de exploración y servicios relacionados.
Los anteriores litigios se circunscriben actualmente al CIDE 2009 y al CIDE y PIS/COFINS 2011. Estos casos se
encuentran recurridos en primera instancia judicial, y para el supuesto del CIDE 2009 ha recaído decisión preliminar
desfavorable sobre la que se ha interpuesto una solicitud de aclaración ante el mismo Tribunal. La Compañía considera
que su actuación es conforme a Derecho y se ajusta a la práctica del sector.
Por otra parte, RSB recibió en 2021 y 2022 actas regularizando el precio aplicado por Agri, B.V. y Guara, B.V. (ejercicios
2016 y 2017) y Lapa, B.V. (ejercicio 2017), en la contratación de plataformas de perforación y extracción. En octubre de
2023, le fue notificada un acta por el mismo concepto para el ejercicio 2018. La Compañía ha recurrido dichas
regularizaciones por considerar que la metodología de determinación del precio de los servicios es correcta y conforme
a derecho, obteniendo resoluciones favorables en primera instancia administrativa respecto de los ejercicios 2016 y
2017.
– España. Actualmente continúan abiertos procedimientos relativos a los siguientes ejercicios del Impuesto sobre
Sociedades:
• Inspección de los ejercicios 2006 a 2009. Los asuntos discutidos se refieren principalmente a (i) precios de
transferencia, (ii) deducción de pérdidas por actividades e inversiones en el extranjero y (iii) aplicación de incentivos
a las inversiones. En relación con los ejercicios 2007-2009, el pleito ha concluido con la estimación de la mayoría de
las pretensiones de Repsol; el recurso del 2006 está pendiente de sentencia de la Audiencia Nacional. La deuda
exigida originalmente por la Administración Tributaria se ha anulado en más del 90%.
• Inspección de los ejercicios 2010-2013. Las actuaciones inspectoras concluyeron en 2017 sin la imposición de
sanción alguna y, en su mayor parte, mediante actas de conformidad o con acuerdo de las que no se derivaron
pasivos significativos para el Grupo. No obstante, en relación con dos asuntos (deducibilidad de intereses de
demora tributarios y deducción de pérdidas por actividades e inversiones en el extranjero) la resolución
administrativa fue objeto de reclamación, por entender la Sociedad que su actuación había sido ajustada a Derecho.
Actualmente, el pleito está pendiente de resolución por parte de la Audiencia Nacional.
• Inspección de los ejercicios 2014-2016. Las actuaciones de inspección finalizaron en 2019 sin la imposición de
sanciones y, en su mayor parte, con actas de conformidad o con acuerdo que no generaron pasivos significativos
para el Grupo. No obstante, se mantienen controversias relativas a la deducción de pérdidas por actividades e
inversiones en el extranjero y aplicación de los límites en la utilización de los créditos fiscales establecidos por el Real
Decreto-ley 3/2016. Actualmente, el pleito está pendiente de resolución por parte de la Audiencia Nacional.
• Inspección de los ejercicios 2017-2020. Las actuaciones de comprobación han finalizado sin imposición de sanción
y, en su mayor, parte, con actas firmadas en conformidad que no generan pasivos significativos para el grupo. Sin
embargo, se ha planteado una nueva discusión respecto de los créditos fiscales por actividades e inversiones en el
extranjero y se mantiene la discusión sobre la aplicación de los límites en la utilización de los créditos fiscales
establecidos por el Real Decreto-ley 3/2016.

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Cuentas Anuales 2023 | 80 | Grupo Repsol

55 IRRF: Imposto de Renda Retido na Fonte, CIDE: Contribuição sobre Intervenção no Domínio Econômico, PIS: Programa de Integração Social PIS y
COFINS: Contribuição para o financiamento da seguridade social.
La Compañía mantiene además múltiples pleitos relativos a solicitudes de devolución por la aplicación de normas
tributarias que considera ilegales, inconstitucionales o contrarias al Derecho de la Unión Europea, tanto en el ámbito de
la imposición directa (por ejemplo, Real Decreto-ley 3/2016, que tras la sentencia del Tribunal Constitucional que anula
la norma deberían ser estimados), como de la imposición indirecta vinculada a la energía (por ejemplo, tipo autonómico
del Impuesto sobre Hidrocarburos). En particular, Repsol ha recurrido y pedido la devolución del Gravamen Temporal
Energético por vulnerar la Constitución Española y el Derecho de la Unión Europea (se ha presentado recurso ante la
Audiencia Nacional frente a la Orden Ministerial que desarrolla la Ley 38/2022 y se han iniciado ante la AEAT los
procedimientos de solicitud de devolución de los importes ingresados por este gravamen).
– Indonesia. Las autoridades fiscales de Indonesia vienen cuestionando la aplicación del tipo reducido del "branch profit
tax" establecido en los convenios para evitar la doble imposición a los establecimientos permanentes que el Grupo tiene
en el país. La Compañía considera que su actuación se ajusta a la práctica del sector y es conforme a Derecho, y por
tanto, ha interpuesto recursos que se encuentran en fase administrativa o en vía judicial.
– Perú. El “Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería” (OSINERGMIN), ha exigido a RELAPASAA el pago
del “aporte por regulación de las empresas del subsector hidrocarburos” por las ventas de combustible de aviación para
vuelos internacionales. RELAPASAA entiende que dichas ventas están exentas del pago de dicha contribución al estar
destinado el producto a su consumo en vuelos al exterior. El Tribunal Fiscal (vía administrativa) ha estimado los
argumentos de RELAPASAA y dispuesto que la Administración verifique que el combustible fue efectivamente
despachado a la aviación internacional. Esta posición no es definitiva y podría ser impugnada por la Administración en
la vía judicial.
La Compañía no espera que surjan pasivos adicionales que puedan tener un impacto relevante en los resultados del Grupo
como consecuencia de los anteriores procedimientos.
(23) Beneficio por acción
El beneficio por acción a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es el que se detalla a continuación:

Beneficio por acción (BPA) |  | 2023 |  | 2022
Resultado atribuido a la sociedad dominante (millones de euros) |  | 3.168 |  | 4.251
Ajuste del gasto por intereses del bono perpetuo subordinado (millones de euros) |  | (60) |  | (60)
Número medio ponderado de acciones en circulación (millones de acciones) |  | 1.264 |  | 1.414
BPA básico y diluido (euros/acción) |  | 2,46 |  | 2,96

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Cuentas Anuales 2023 | 81 | Grupo Repsol

FLUJOS DE EFECTIVO

(24) Flujos de efectivo
24.1 Flujos de efectivo de las actividades de explotación
Durante 2023 el flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación ha ascendido a 6.511 millones de euros frente a
los 7.832 millones de euros de 2022. La composición del epígrafe “Flujos de efectivo de las actividades de explotación” del
estado de flujos de efectivo es la siguiente:

Flujos de efectivo de las actividades de explotación |  |  | Millones de euros
| Notas |  | 2023 |  | 2022
Resultado antes de impuestos |  |  | 4.365 |  | 7.180
Ajustes al resultado: |  |  | 3.401 |  | 4.026
Amortización del inmovilizado | 4, 11 y 12 |  | 2.436 |  | 2.339
Provisiones de explotación y pérdidas por deterioro | 10.3, 11, 12, 15 y 20 |  | 1.277 |  | 3.099
Resultado por enajenación de activos | 19.7 |  | (4) |  | (77)
Resultado financiero | 21 |  | (37) |  | (331)
Resultado de las entidades valoradas por el método de la participación neto de impuestos | 13 |  | (34) |  | (989)
Otros ajustes (netos) |  |  | (237) |  | (15)
Cambios en el capital corriente: |  |  | 878 |  | (1.375)
(Incremento)/Decremento de cuentas a cobrar | 17 |  | 1.585 |  | 248
(Incremento)/Decremento de existencias | 16 |  | 154 |  | (764)
(Incremento)/Decremento de cuentas por pagar | 18 |  | (861) |  | (859)
Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación: |  |  | (2.133) |  | (1.999)
Cobros de dividendos |  |  | 426 |  | 753
Cobros / (pagos) por impuesto sobre beneficios (1) |  |  | (1.968) |  | (2.398)
Otros cobros / (pagos) de actividades de explotación (2) |  |  | (591) |  | (354)
Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación |  |  | 6.511 |  | 7.832

(1) Para más información de la contribución fiscal del Grupo véase el apartado 7.5 del Informe de gestión consolidado 2023 y en el Anexo V en apartado de
"Fiscalidad responsable".
(2) Incluye principalmente los pagos por aplicación de provisiones (ver Nota 15).
El descenso en 2023 en este epígrafe se explica principalmente por menores resultados (afectados por la caída de los precios
del crudo y del gas en Exploración y Producción y por los menores márgenes en Industrial) y los desembolsos para hacer
frente al Gravamen Temporal Energético (443 millones de euros) y para resolver el litigio en EE.UU. relacionado con la
compañía Maxus (265 millones de euros). Todo ello se ha visto parcialmente mitigado por una mejora del capital corriente
(menores inventarios de los negocios industriales como consecuencia de unos precios del crudo inferiores a los de 2022).
24.2 Flujos de efectivo de las actividades de inversión
En 2023, el flujo de efectivo procedente de las actividades de inversión refleja una salida neta de 5.853 millones de euros, que
pone de manifiesto el importante esfuerzo inversor del Grupo en el periodo.
Los pagos por inversiones en "Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias" (4.289 millones de euros)
aumentan respecto a los del periodo comparativo, reflejando el incremento de las inversiones en Exploración y Producción
(destacando el desarrollo de nuevos pozos e instalaciones en Eagle Ford, Marcellus y Golfo de Méjico en EE.UU.); en
Industrial las mejoras (mantenimiento y actualización tecnológica de las refinerías y plantas petroquímicas) y puesta en
marcha de importantes proyectos (nueva planta de biocombustibles en Cartagena, ampliación del complejo industrial de
Sines en Portugal...); en GBC el desarrollo de proyectos en activos de generación renovable (Frye Solar, Delta II, Outpost,
Chile...) y los proyectos de digitalización en todos los ámbitos de la Compañía.
Los pagos por inversiones en "Empresas del Grupo y asociadas" (898 millones de euros), presentan un considerable aumento
y reflejan los pagos por la adquisición de Asterion Energies (ver Nota 11), de Inpex Eagle Ford LLC (compañía con activos de
gas en producción en Eagle Ford EE.UU.) y de un 85% adicional de Eólica de Taltal, SpA (proyecto renovable eólico en Chile).
Los cobros por inversiones en "Empresas del Grupo y asociadas" (659 millones de euros) incluyen fundamentalmente la
desinversión en los activos de exploración y producción en Canadá y EE.UU. (ver Nota 19.7).
Los pagos netos en "Otros activos financieros" (2.747 millones de euros) se explican por la constitución y cancelación de
depósitos en el periodo.
Para más información véanse los apartados 4 y 5 del Informe de Gestión 2023.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 82 | Grupo Repsol

24.3 Flujos de efectivo de las actividades de financiación
Durante 2023, el flujo de efectivo procedente de las actividades de financiación ha supuesto un pago neto de 3.053 millones
de euros frente al pago de 2.832 millones de euros en 2022, que se explica por la amortización neta de instrumentos de
deuda (bonos de Repsol International Finance, ver Nota 7), cancelación de instrumentos derivados, inversión en autocartera
(programa de recompra de acciones y reducción de capital) y desembolsos por el servicio de la deuda y dividendos (ver Nota
6). Estas salidas de caja se han visto parcialmente compensadas por la caja cobrada a la fecha por la venta del 25% del
segmento de Exploración y Producción (ver Notas 6.5 y 8).
A continuación, se desglosa el movimiento de los pasivos derivados de las actividades de financiación en 2023:

Flujos de efectivo de las actividades de financiación 2023 |  | Millones de euros
|  | 2022 |  | 2023
|  | Saldo Inicial (1) |  | Flujos de efectivo |  | Flujos distintos de efectivo |  | Saldo Final (1)
|  |  | Efecto tipo de cambio |  | Cambios en VR |  | Otros |
Deudas con entidades de crédito |  | 1.137 |  | 177 |  | (6) |  | — |  | 91 |  | 1.399
Obligaciones y otros valores negociables |  | 7.816 |  | (1.973) |  | 6 |  | — |  | 100 |  | 5.949
Derivados (pasivo) |  | 316 |  | (1.280) |  | 21 |  | 1.103 |  | 2 |  | 162
Préstamos |  | 1.483 |  | (315) |  | (64) |  | — |  | (861) |  | 243
Otros pasivos financieros |  | — |  | (1) |  | 1 |  | — |  | 939 |  | 939
Pasivos por arrendamiento |  | 2.923 |  | (617) |  | (50) |  | — |  | 715 |  | 2.971
Remuneraciones al accionista y bono perpetuo |  | 2.780 |  | (979) |  | — |  | — |  | 976 |  | 2.777
Acciones y participaciones propias |  | (3) |  | (1.283) |  | — |  | — |  | 1.278 |  | (8)
Variación de participaciones en sociedades sin pérdida de control |  | — |  | 2.174 |  | — |  | — |  | (2.174) |  | —
Total pasivos actividades de financiación |  | 16.452 |  | (4.097) |  | (92) |  | 1.103 |  | 1.066 |  | 14.432
Derivados (activo) |  | (500) |  | 1.091 |  | (17) |  | (967) |  | 324 |  | (69)
Otros cobros/pagos actividades de financiación |  | — |  | (47) |  | — |  | — |  | 47 |  | —
Total otros activos y pasivos |  | (500) |  | 1.044 |  | (17) |  | (967) |  | 371 |  | (69)
Total |  | 15.952 |  | (3.053) |  | (109) |  | 136 |  | 1.437 |  | 14.363

(1) Correspondiente al saldo corriente y no corriente del balance de situación.
A continuación, se desglosa el movimiento de los pasivos derivados de las actividades de financiación en 2022:

Flujos de efectivo de las actividades de financiación 2022 |  | Millones de euros
|  | 2021 |  | 2022
|  | Saldo Inicial (1) |  | Flujos de efectivo |  | Flujos distintos de efectivo |  | Saldo Final (1)
|  |  | Efecto tipo de cambio |  | Cambios en VR |  | Otros |
Deudas con entidades de crédito |  | 1.887 |  | (838) |  | 58 |  | — |  | 30 |  | 1.137
Obligaciones y otros valores negociables |  | 8.570 |  | (973) |  | 12 |  | — |  | 207 |  | 7.816
Derivados (pasivo) |  | 199 |  | (2.017) |  | 300 |  | 1.827 |  | 7 |  | 316
Préstamos |  | 1.087 |  | 259 |  | 116 |  | — |  | 21 |  | 1.483
Otros pasivos financieros |  | 106 |  | (2) |  | 9 |  | — |  | (113) |  | —
Pasivos por arrendamiento |  | 2.948 |  | (613) |  | 122 |  | — |  | 466 |  | 2.923
Remuneraciones al accionista y bono perpetuo |  | 2.739 |  | (1.027) |  | — |  | — |  | 1.068 |  | 2.780
Acciones y participaciones propias |  | (641) |  | (1.714) |  | — |  | — |  | 2.352 |  | (3)
Variación de participaciones en sociedades sin pérdida de control |  | — |  | 1.155 |  | — |  | — |  | (1.155) |  | —
Total pasivos actividades de financiación |  | 16.895 |  | (5.770) |  | 617 |  | 1.827 |  | 2.883 |  | 16.452
Derivados (activo) |  | (244) |  | 2.557 |  | (41) |  | (2.867) |  | 95 |  | (500)
Otros cobros/pagos actividades de financiación |  | — |  | 381 |  | — |  | — |  | (381) |  | —
Total otros activos y pasivos |  | (244) |  | 2.938 |  | (41) |  | (2.867) |  | (286) |  | (500)
Total |  | 16.651 |  | (2.832) |  | 576 |  | (1.040) |  | 2.597 |  | 15.952

(1) Correspondiente al saldo corriente y no corriente del balance de situación.
En suma, el Efectivo y equivalentes de efectivo ha disminuido en 2.383 millones de euros respecto a 31 de diciembre de 2022
hasta alcanzar los 4.129 millones de euros. El Efectivo y equivalentes de efectivo forman parte de la Liquidez el Grupo (ver
Nota 10).

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Cuentas Anuales 2023 | 83 | Grupo Repsol

OTRA INFORMACIÓN

(25) Compromisos y garantías
25.1 Compromisos contractuales
Los compromisos consisten en obligaciones incondicionales futuras, es decir no cancelables o, si lo son, sólo bajo
determinadas circunstancias, por acuerdos comerciales. Estos compromisos han sido cuantificados con las mejores
estimaciones de Repsol, utilizando, en caso de no estar fijados contractualmente, precios y otras variables que son
consistentes con las consideradas en el cálculo del valor recuperable de los activos (ver Notas 4 y 20).
A 31 de diciembre de 2023, los principales compromisos firmes de compras, inversión o gasto del Grupo son los siguientes:

Compromisos contractuales |  |  |  |  |  |  |  |
Millones de euros |  | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Siguientes | Total
Compromisos de compra: |  | 8.824 | 1.562 | 1.547 | 1.538 | 1.514 | 15.962 | 30.947
Gas natural (1) (3) |  | 1.419 | 1.171 | 1.185 | 1.182 | 1.162 | 13.709 | 19.827
Crudo y otros (2) (3) |  | 7.405 | 391 | 362 | 356 | 352 | 2.253 | 11.120
Compromisos de inversión (4) |  | 1.791 | 396 | 84 | 47 | 36 | 11 | 2.366
Prestación de servicios (5) |  | 427 | 303 | 256 | 179 | 88 | 83 | 1.336
Compromisos de transporte (6) |  | 183 | 136 | 111 | 90 | 82 | 255 | 857
TOTAL |  | 11.225 | 2.397 | 1.998 | 1.854 | 1.720 | 16.311 | 35.506

(1) Fundamentalmente incluye compromisos de compra de gas natural licuado (GNL) en Norteamérica (con cláusulas "take or pay"), que califican
contablemente de "uso propio". Los compromisos en firme a largo plazo de compra y venta de gas y crudo se analizan con el fin de determinar si los
mismos se corresponden con las necesidades de aprovisionamiento o comercialización de la actividad normal del Grupo ("uso propio"), o si, por el
contrario, constituyen un derivado y deben ser valorados y contabilizados de acuerdo a los criterios establecidos en la NIIF 9 (ver Nota 9). Repsol firmó
en 2018 un contrato a largo plazo para el suministro de GNL con Venture Global Calcasieu Pass (“VG") cuyo tramo de entregas de cargamentos de GNL
debía comenzar una vez terminada la construcción y finalizada la puesta en marcha de la terminal de licuefacción de gas natural. A fecha de formulación
de estas Cuentas Anuales consolidadas, VG continúa sin notificar la fecha de comienzo de comercialización de la terminal tras más de dos años de
puesta en marcha y haber entregado al mercado numerosos cargamentos de comisionado. Repsol, no está de acuerdo con esta situación y ha procedido
a articular los mecanismos de resolución de controversias del contrato. La tabla incluye los compromisos de compra de gas a Venture LNG (cuyo
contrato de momento vence en 2045) por un importe acumulado de 1.020 Tbtu.
(2) Incluye principalmente los compromisos de compra de productos para el funcionamiento de las refinerías en España, así como los compromisos
correspondientes a contratos de compra de crudo con la Corporación Nacional Libia de Petróleo, con State Organization for Marketing of Oil (SOMO),
con el grupo Pemex, con Saudi Arabian Oil Company, con Sinochem International Oil (London), con Sonatrach y con el grupo Repsol Sinopec Brasil
(algunos de ellos de renovación anual, venciendo todos ellos en 2024). Adicionalmente incluye compromisos de compra de electricidad en España.
(3) Los volúmenes comprometidos de crudo y gas se indican a continuación:

Compromisos de compra |  | Unidad de medida | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Ejercicios posteriores | Total
Crudo |  | kbbl | 92.487 | 218 | 192 | 206 | 204 | — | 93.307
Gas natural: |  |  |  |  |  |  |  |  |
Gas natural |  | Tbtu | 87 | 39 | 12 | 5 | 5 | — | 148
Gas natural licuado |  | Tbtu | 111 | 144 | 169 | 169 | 166 | 1.933 | 2.692

(4) Incluye principalmente compromisos de inversión en España, Chile, EE.UU., Portugal, Argelia y Colombia por importe de 939, 324, 266, 242, 201, 189
millones de euros, respectivamente.
(5) Incluye principalmente compromisos para desarrollos tecnológicos futuros por importe de 793 millones de euros.
(6) Incluye fundamentalmente los compromisos de transporte de hidrocarburos en Norteamérica y Perú por importe aproximado de 808 millones de euros.
25.2 Garantías
En el curso de sus negocios, Repsol asume garantías de diversa naturaleza y contenido con terceros ajenos al Grupo o con
compañías cuyos activos, pasivos y resultados no se incorporan en los estados financieros consolidados (negocios conjuntos
y asociadas). Las garantías no pueden considerarse como una salida cierta de recursos frente a terceros, ya que la mayoría de
ellas se espera que llegarán a su vencimiento sin que se materialice ninguna obligación de pago. A la fecha de formulación de
estas Cuentas Anuales consolidadas, la probabilidad de que se produzca un impacto significativo por un incumplimiento que
suponga responder de los compromisos asumidos es remota.
A 31 de diciembre de 2023, las garantías por cumplimiento de obligaciones más significativas son las correspondientes al
alquiler de tres plataformas flotantes de producción para el desarrollo del campo BMS 9 en Brasil. El Grupo ha emitido las
siguientes garantías: (i) una por 356 millones de dólares, correspondiente al 100% de las obligaciones de Repsol Sinopec
Brasil (ver Nota 13), por la que Repsol dispone de una contragarantía de China Petrochemical Corporation por el 40% de
participación de ésta en RSB, y (ii) dos adicionales, de 353 millones y 313 millones de dólares, correspondientes al 60% de

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 84 | Grupo Repsol

participación del Grupo en RSB. Los importes garantizados se reducen anualmente hasta 2036 fecha de finalización de los
contratos.
Adicionalmente, en línea con la práctica general de la industria, el Grupo otorga garantías y compromisos de indemnizar por
obligaciones surgidas en el curso ordinario de sus negocios y actividades, así como por las eventuales responsabilidades de
sus actividades, incluidas las de naturaleza medioambiental y aquellas otorgadas en la venta de activos.
Las garantías otorgadas en el curso ordinario de la actividad corresponden a un número limitado de garantías por importe de
141 millones de euros. En Venezuela existe una garantía indeterminada otorgada a favor de Cardón IV para cubrir el
compromiso de suministro de gas hasta 2036 a PDVSA; en sentido contrario PDVSA ha otorgado una garantía a Cardón IV
que cubre los derechos de cobro por el compromiso de suministro; también el Grupo ha otorgado una garantía a favor de la
República de Venezuela para cubrir las obligaciones contraídas en el desarrollo de activos de gas en el país.
Las garantías de naturaleza medioambiental se formalizan en el curso normal de las operaciones de exploración y producción
de hidrocarburos, siendo remota la probabilidad de ocurrencia de las eventualidades cubiertas y sus cuantías no
determinables.
Las garantías vivas por ventas de activos, otorgadas conforme a la práctica general de la industria, son poco significativas.
Destaca la otorgada en la venta de activos de GNL a Shell en 2015.
(26) Operaciones con partes vinculadas
Repsol realiza transacciones con partes vinculadas dentro de las condiciones generales de mercado. Las operaciones
realizadas por Repsol, S.A. con las empresas de su Grupo, y por éstas entre sí, forman parte del tráfico habitual de la sociedad
en cuanto a su objeto y condiciones.
A los efectos de esta información, se consideran partes vinculadas:
a. Administradores y Directivos: entendiendo como tales los miembros del Consejo de Administración, así como los del
Comité Ejecutivo, que tienen consideración de “personal directivo” y las personas a ellos vinculadas a efectos de este
apartado (ver Nota 28.4).
b. Personas, sociedades o entidades del Grupo: incluye las operaciones con sociedades o entidades del Grupo que no se
eliminan en el proceso de consolidación, que fundamentalmente son las transacciones realizadas con sociedades
integradas por el método de la participación (ver Nota 13).
A continuación, se detallan los ingresos, gastos, otras transacciones y saldos registrados a 31 de diciembre por operaciones
con partes vinculadas:

Ingresos y gastos |  | 2023 |  | 2022
| Admres. y directivos (1) |  | Personas, sociedades o entidades del grupo |  | Accionistas significativos |  | Total |  | Admres. y directivos (1) |  | Personas, sociedades o entidades del grupo |  | Accionistas significativos |  | Total
Millones de euros |  |  |  |  |  |  |  |
Gastos financieros |  | — |  | 62 |  | — |  | 62 |  | — |  | 31 |  | — |  | 31
Arrendamientos |  | — |  | 1 |  | — |  | 1 |  | — |  | 1 |  | 1 |  | 2
Recepciones de servicios |  | — |  | 71 |  | — |  | 71 |  | — |  | 80 |  | 4 |  | 84
Compra de bienes (2) |  | — |  | 1.307 |  | — |  | 1.307 |  | — |  | 2.022 |  | 2 |  | 2.024
Otros gastos (3) |  | — |  | 125 |  | — |  | 125 |  | — |  | 22 |  | — |  | 22
TOTAL GASTOS |  | — |  | 1.566 |  | — |  | 1.566 |  | — |  | 2.156 |  | 7 |  | 2.163
Ingresos financieros |  | — |  | 133 |  |  |  | 133 |  | — |  | 98 |  | — |  | 98
Prestación de servicios |  | — |  | 17 |  | — |  | 17 |  | — |  | 6 |  | — |  | 6
Venta de bienes (4) |  | — |  | 597 |  | — |  | 597 |  | — |  | 865 |  | 9 |  | 874
Otros ingresos |  | — |  | 35 |  | — |  | 35 |  | — |  | 122 |  | — |  | 122
TOTAL INGRESOS |  | — |  | 782 |  | — |  | 782 |  | — |  | 1.091 |  | 9 |  | 1.100

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 85 | Grupo Repsol

Otras transacciones |  | 2023 |  | 2022
| Admres. y directivos (1) |  | Personas, sociedades o entidades del grupo |  | Accionistas significativos |  | Total |  | Admres. y directivos (1) |  | Personas, sociedades o entidades del grupo |  | Accionistas significativos |  | Total
Millones de euros |  |  |  |  |  |  |  |
Acuerdos de financiación: créditos y aportaciones de capital (prestamista) (5) |  | — |  | 273 |  |  |  | 273 |  | — |  | 301 |  | — |  | 301
Acuerdos de financiación: préstamos y aportaciones de capital (prestatario) |  | — |  | 372 |  |  |  | 372 |  | — |  | 827 |  | — |  | 827
Garantías y avales prestados (6) |  | — |  | 718 |  |  |  | 718 |  | — |  | 546 |  | — |  | 546
Garantías y avales recibidos |  | — |  | — |  |  |  | — |  | — |  | 3 |  | — |  | 3
Compromisos adquiridos (7) |  | — |  | 33 |  |  |  | 33 |  | — |  | 165 |  | — |  | 165
Dividendos y otros beneficios distribuidos (8) |  | 1 |  | — |  |  |  | 1 |  | 1 |  | — |  | 14 |  | 15
Otras operaciones (9) |  | — |  | 1.099 |  |  |  | 1.099 |  | — |  | 1.482 |  | 3 |  | 1.485

Saldos a cierre del periodo |  | 2023 |  | 2022
| Admres. y directivos (1) |  | Personas, sociedades o entidades del grupo |  | Accionistas significativos |  | Total |  | Admres. y directivos (1) |  | Personas, sociedades o entidades del grupo |  | Accionistas significativos |  | Total
Millones de euros |  |  |  |  |  |  |  |
Clientes y Deudores comerciales |  |  |  | 163 |  |  |  | 163 |  | — |  | 161 |  | 3 |  | 164
Préstamos y créditos concedidos |  |  |  | 983 |  |  |  | 983 |  | — |  | 1.033 |  | — |  | 1.033
Otros derechos de cobro |  |  |  | 116 |  |  |  | 116 |  | — |  | 105 |  | — |  | 105
TOTAL SALDOS DEUDORES |  |  |  | 1.262 |  |  |  | 1.262 |  | — |  | 1.299 |  | 3 |  | 1.302
Proveedores y Acreedores comerciales |  |  |  | 188 |  |  |  | 188 |  | — |  | 144 |  | 2 |  | 146
Préstamos y créditos recibidos (10) |  |  |  | 243 |  |  |  | 243 |  | — |  | 1.482 |  | — |  | 1.482
Otras obligaciones de pago |  |  |  | 1 |  |  |  | 1 |  | — |  | 1 |  | — |  | 1
TOTAL SALDOS ACREEDORES |  |  |  | 432 |  |  |  | 432 |  | — |  | 1.627 |  | 2 |  | 1.629

Nota: En 2023 las tablas de Ingresos y gastos y Otras transacciones, en la columna “Personas, sociedades o entidades del Grupo”, incluyen las transacciones
con Repsol Resources UK Ltd (RRUK) hasta la fecha de su toma de control (ver Nota 13 -Adquisición de RRUK-). En 2022 las tablas de Ingresos y gastos y
Otras transacciones, en la columna “Accionistas significativos” incluyen las transacciones con el grupo Sacyr hasta junio.
(1) Incluye aquellas transacciones realizadas con Administradores y Directivos no incluidas en la Nota 28 sobre Remuneraciones recibidas por los
Administradores y Directivos que, en su caso, corresponderían al saldo vivo a la fecha de los préstamos concedidos a la alta dirección y sus
correspondientes intereses devengados así como los dividendos y otras retribuciones recibidas por tenencia de acciones de la Sociedad.
(2) En 2023 la columna “Personas, sociedades o entidades del Grupo” incluye, fundamentalmente, compras de productos a Repsol Sinopec Brasil (RSB) y
RRUK por importe de 889 y 46 millones de euros, respectivamente (1.182 y 369 millones de euros en 2022, respectivamente).
(3) Incluye principalmente dotaciones por riesgos de crédito de deudores comerciales y otras cuentas por cobrar e instrumentos financieros (ver Nota 10.3 y
20.3) y suministros con el grupo Dynasol.
(4) En 2023 y 2022 la columna “Personas, sociedades o entidades del Grupo” incluye, principalmente, ventas de producto a Iberian Lube Base Oil, S.A.
(ILBOC) y grupo Dynasol por importe de 366 y 103 millones de euros en 2023 y de 599 y 201 millones de euros en 2022, respectivamente.
(5) Incluye los préstamos concedidos y nuevas disposiciones de las líneas de crédito en el periodo, así como las aportaciones de capital a sociedades del
Grupo con sociedades integradas por el método de la participación.
(6) Incluye fundamentalmente las garantías concedidas a RRUK, emitidas en el curso normal de las operaciones para cubrir las obligaciones de
desmantelamiento de plataformas offshore en el mar del Norte.
(7) Corresponde a los compromisos de compras, inversión o gasto adquiridos en el periodo (ver Nota 25).
(8) En 2023 y 2022 incluyen los importes correspondientes al dividendo en efectivo pagado en enero y en julio de 2023 y 2022.
(9) En 2023 y 2022 “Personas, sociedades o entidades del Grupo” incluye fundamentalmente amortizaciones y/o cancelaciones de garantías o préstamos
concedidos a RRUK y de los acuerdos de financiación (ver nota de tabla siguiente).
(10) En 2023 incluye, fundamentalmente, pasivos financieros con Equion Energía, Ltd. y BPRY Caribbean Ventures, LLC.por importe de 156 y 80 millones de
euros, respectivamente (en 2022 incluía 986 y 336 millones de euros con RRUK y BPRY Caribbean Ventures, LLC., respectivamente).
(27) Obligaciones con el personal
27.1 Planes de pensiones de aportación definida
Para algunos colectivos de trabajadores en España, Repsol tiene reconocidos planes de pensiones de modalidad mixta
adaptados a la legislación vigente. En concreto, se trata de planes de pensiones de aportación definida para la contingencia
de jubilación y de prestación definida para las contingencias de invalidez permanente total o absoluta, gran invalidez y
fallecimiento. En el caso de las contingencias de invalidez permanente total o absoluta, gran invalidez y fallecimiento, los
planes de pensiones tienen contratadas pólizas de seguro con una entidad externa.
El coste anual cargado en la cuenta de “Gastos de personal” de la cuenta de pérdidas y ganancias en relación con los planes
de aportación definida ha ascendido a 51 y 46 millones de euros en 2023 y 2022, respectivamente.
Para los directivos del Grupo en España existe un sistema de previsión social, complementario al plan de pensiones de
empleo, denominado “Plan de Previsión de Directivos” para cubrir la jubilación, la incapacidad permanente total o absoluta,
gran invalidez y fallecimiento de los partícipes. La empresa realiza aportaciones definidas correspondientes a un porcentaje
del salario base de los partícipes. El plan reconoce una rentabilidad determinada y garantizada igual al 125% del Índice

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Cuentas Anuales 2023 | 86 | Grupo Repsol

General Nacional de Precios al Consumo del año anterior. Este plan está instrumentado a través de seguros colectivos
suscritos con una entidad aseguradora que financia y exterioriza los compromisos correspondientes a las aportaciones y la
rentabilidad garantizada.
El coste por este plan, registrado en el epígrafe “Gastos de personal” de la cuenta de pérdidas y ganancias, en los ejercicios
2023 y 2022 ha ascendido a 8 y 15 millones de euros, respectivamente.
27.2 Planes de pensiones de prestación definida
Determinados colectivos tienen reconocidos planes de pensiones de prestación definida para las contingencias de invalidez
permanente total o absoluta, gran invalidez y fallecimiento para los que existen pólizas de seguro contratadas con una
entidad externa. El importe total cargado en la cuenta de pérdidas y ganancias del Grupo en 2023 y 2022 ha sido un gasto de
3 millones de euros y 4 millones de euros de ingreso, respectivamente, y las provisiones reconocidas en el balance de
situación por dichos planes asciende a 31 de diciembre de 2023 y 2022 a 20 y 62 millones de euros, respectivamente (ver
Nota 15).
No se esperan impactos significativos en los estados financieros del Grupo, por la valoración de las provisiones reconocidas
por dichos planes, como consecuencia de las hipótesis utilizadas (tasa de inflación, tipos de interés y cambio ...) en el actual
escenario macroeconómico.
27.3 Programa de incentivo a largo plazo
Plan de fidelización dirigido a directivos y otras personas con responsabilidad, consistente en la fijación de un incentivo a
largo plazo como parte de su sistema retributivo. Con él se pretende fortalecer el vínculo con los intereses de los accionistas,
basados en la sostenibilidad de los resultados a medio y largo plazo y en el cumplimiento de su Plan Estratégico, al mismo
tiempo que favorece la continuidad en el Grupo de las personas más destacadas.
Al cierre del ejercicio se encuentran vigentes los Programas 2020-2023, 2021-2024, 2022-2025 y 2023-2026. El Programa
2019-2022 se ha cerrado y sus beneficiarios han percibido la retribución variable correspondiente en 2023.
Los cuatro Programas son independientes entre sí, tienen respectivamente una duración de cuatro años y el cumplimiento de
los objetivos ligados a cada uno de ellos otorga a sus beneficiarios el derecho a la percepción del Incentivo en el primer
cuatrimestre del ejercicio siguiente al de su finalización. No obstante, la percepción está ligada a la permanencia del
beneficiario en el Grupo hasta el 31 de diciembre del último de los ejercicios del programa, con excepción de los supuestos
especiales contemplados en las bases del mismo.
Los Programas vigentes al cierre del ejercicio se instrumentalizan mediante la concesión de un incentivo total (el “Incentivo”)
que es la suma de un incentivo en metálico y de un determinado número de performance shares que dan derecho a recibir
acciones de Repsol, S.A. una vez transcurrido el periodo de medición de cada Programa y verificado el cumplimiento de las
métricas de desempeño establecidas.
Para los miembros del Comité Ejecutivo el incentivo máximo asignado en metálico y en performance shares supone un 50%
respectivamente, del Incentivo total, calculado en la fecha de concesión. Para el resto de beneficiarios del Programa, dicha
proporción es de un 70% en metálico y de un 30% en performance shares.
A este respecto, el importe del Incentivo a Largo Plazo 2020-2023 que percibirán los miembros del Comité Ejecutivo
ascenderá a 1.255.253 euros en metálico y 78.506 acciones de la Sociedad, equivalentes a 1.055.909 euros (42.303 acciones
una vez descontado el ingreso a cuenta del IRPF). 56
Para asumir estos compromisos se han reconocido gastos por importe de 17 y 25 millones de euros en 2023 y 2022,
respectivamente, siendo la obligación pendiente de desembolso acumulada a 31 de diciembre de 48 y 53 millones de euros en
2023 y 2022, respectivamente.

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Cuentas Anuales 2023 | 87 | Grupo Repsol

56 A efectos de este informe y, para el cálculo de la liquidación del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2020-2023, se ha tomado precio más razonable el
precio de cierre de la acción a 29 de diciembre de 2023, si bien la liquidación real se realizará con el precio de cierre de 21 de febrero de 2024.
27.4 Planes de Compra de Acciones por los Beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo y de
Adquisición de Acciones
i.) “Plan de Compra de Acciones por los Beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo”
Este Plan permite invertir en acciones hasta el 50% del importe bruto del Incentivo a Largo Plazo para fomentar el
alineamiento de sus beneficiarios (entre los que se encuentra el Consejero Delegado y resto de miembros del Comité
Ejecutivo) con los intereses a largo plazo de la Compañía y de sus accionistas. En el caso de que el beneficiario mantenga
las acciones tres años desde la inversión inicial y se cumplan el resto de condiciones del Plan, la Compañía le entregará
una acción adicional por cada tres adquiridas inicialmente.
En el caso de la Alta Dirección (Consejero Delegado y resto de miembros del Comité Ejecutivo), se establece un requisito
adicional de desempeño para la entrega de las acciones adicionales, consistente en alcanzar, para los Ciclos Undécimo y
Duodécimo un nivel de consecución global de los objetivos establecidos en el Programa de Incentivo a Largo Plazo
cerrado en el ejercicio precedente a la fecha de entrega de las acciones, igual o superior al 75%, y para los Ciclos
Decimotercero y sucesivos, un nivel de consecución global de los objetivos establecidos para la retribución variable anual
del Consejero Delegado correspondiente al ejercicio cerrado inmediatamente precedente a la fecha de entrega de las
Acciones, igual o superior al 75%, sin considerar en ningún caso la facultad de modulación cualitativa de la que dispone el
Consejo de Administración.
Actualmente, se encuentran vigentes los siguientes ciclos del Plan:

Plan compra de acciones de programas de incentivo a largo plazo |  | Número de participantes |  | Inversión Inicial total (no de acciones) |  | Precio medio (Eur/Acc) |  | Compromiso máximo de entrega de acciones
Undécimo ciclo (2021-2024) (1) |  | 180 |  | 200.997 |  | 11,0414 |  | 66.999
Duodécimo ciclo (2022-2025) (2) |  | 214 |  | 134.064 |  | 15,1098 |  | 44.652
Decimotercer ciclo (2023-2026) (3) |  | 229 |  | 170.359 |  | 13,0146 |  | 56.716

(1) In cluye 19.337 acciones entregadas al Consejero Delegado como pago parcial del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2017-2020. De acuerdo con la
Política de Remuneración de los Consejeros, las acciones que se entreguen a los Consejeros Ejecutivos en virtud de cada plan de retribución variable a
largo plazo podrán computarse a los efectos de la inversión en acciones a que se refiere el Plan de Compra de Acciones por los Beneficiarios de los
Programas de Incentivo a Largo Plazo.
(2) Incluye 13.184 acciones entregadas al Consejero Delegado como pago parcial del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2018-2021.
(3) Incluye 10.845 acciones entregadas al Consejero Delegado como pago parcial del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2019-2022.
Las acciones adquiridas en el decimotercer ciclo por los actuales miembros del Comité Ejecutivo, incluyendo al Consejero
Delegado, han sido 48.023 acciones.
En atención a este Plan, a 31 de diciembre de 2023 y 2022, se ha registrado un gasto en el epígrafe “Gastos de personal”
con contrapartida en el epígrafe “Otros instrumentos de patrimonio” del Patrimonio Neto por importe de 0,49 millones de
euros.
Adicionalmente, con fecha 29 de mayo de 2023 se ha cumplido el periodo de consolidación del décimo ciclo del Plan
(2020-2023). Como consecuencia de ello, 196 beneficiarios consolidaron derechos a la entrega de un total de 87.451
acciones (65.690 acciones una vez descontado el ingreso a cuenta del IRPF). En particular, los miembros del Comité
Ejecutivo y el Consejero Delegado han consolidado derechos a la entrega de 28.804 acciones (19.688 acciones una vez
descontado el ingreso a cuenta).
ii.) “Planes de Adquisición de Acciones”
Desde 2011 la Compañía ha venido implementando, con carácter anual, un plan de adquisición de acciones dirigido a la
totalidad de los empleados del Grupo en España. Estos planes permiten a aquellos que lo deseen, percibir parte de su
retribución en acciones con el límite anual de 12.000 euros. Las acciones de Repsol, S.A. se valoran al precio de cierre de
la acción en el sistema de interconexión bursátil (mercado continuo) de las bolsas españolas en cada una de las fechas de
entrega.
Durante el ejercicio 2023 el Grupo ha adquirido 886.026 acciones (761.243 acciones en 2022) de Repsol, S.A. por importe
de 12,4 millones de euros (9,8 millones de euros en 2022) para su entrega a los empleados (ver Nota 6).
Los miembros del Comité Ejecutivo, conforme a los términos previstos en el Plan, han adquirido en 2023 un total de
3.406 acciones.

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Cuentas Anuales 2023 | 88 | Grupo Repsol

iii.) “Plan Global de Compra de Acciones para empleados: TU REPSOL”
En 2020 se puso en marcha el Plan TU REPSOL, el cual permitía a todos los empleados destinar un importe de su
remuneración a la compra de acciones de la Compañía y recibir una acción gratuita por cada dos adquiridas inicialmente,
siempre y cuando éstas se mantuvieran durante un periodo de 2 años y se cumplieran el resto de condiciones del Plan.
En febrero de 2023, una vez cumplido el plazo de 2 años señalado, se ha procedido a la entrega de acciones gratuitas
correspondientes a los beneficiarios.
Los actuales miembros del Comité Ejecutivo adquirieron en 2020 en el Plan TU REPSOL un total de 1.078 acciones que,
conforme a los términos previstos en el Plan, dieron lugar a la percepción de un total de 539 acciones en febrero de 2023
(una vez descontado el ingreso a cuenta, recibieron 524 acciones).
Las acciones a entregar en estos planes i.), ii.) y iii.) podrán provenir de la autocartera directa o indirecta de Repsol, ser de
nueva emisión o proceder de terceros con los que se hayan suscrito acuerdos.
(28) Retribuciones a los miembros del Consejo de Administración y personal directivo
28.1 Retribuciones a los miembros del Consejo de Administración
a) Por su pertenencia al Consejo de Administración
De acuerdo a lo dispuesto en el Art. 45 de los Estatutos Sociales, los Consejeros, en su condición de miembros del Consejo y
por el desempeño de la función de supervisión y decisión colegiada propia de este órgano, tienen derecho a percibir una
asignación anual fija, que no podrá exceder de la cantidad aprobada a tal efecto por la Junta General Ordinaria de Accionistas
o en la Política de Remuneraciones de los Consejeros, correspondiendo al Consejo de Administración la determinación de la
cantidad exacta a abonar dentro de dicho límite y su distribución entre los distintos Consejeros, teniendo en cuenta las
funciones y responsabilidades atribuidas a cada uno de ellos, la pertenencia a comisiones, los cargos desempeñados dentro
del Consejo y demás circunstancias objetivas que considere relevantes.
El límite máximo establecido en la Política de Remuneraciones de los Consejeros, aprobada por la Junta General Ordinaria de
Accionistas el 25 de mayo de 2023, es de 8,5 millones de euros.
Las retribuciones devengadas en el ejercicio 2023 por su pertenencia al Consejo de Administración y con cargo a la
mencionada asignación estatutaria han ascendido a 6,258 millones de euros, de acuerdo con el siguiente detalle:

| Retribución por pertenencia a los Órganos de Administración (euros)
| Consejo | C. Delegada | Consejero Independiente Coordinador | C. Auditoría | C. Nombram. | C. Retribuc. | C. Sostenib. | Total
Antonio Brufau Niubó (1) | 1.747.312 | — | — | — | — | — | — | 1.747.312
Josu Jon Imaz | 176.594 | 176.594 | — | — | — | — | — | 353.188
Arantza Estefanía Larrañaga | 176.594 | — | — | — | — | 22.074 | 44.149 | 242.817
María Teresa García-Milá Lloveras | 176.594 | — | — | 88.297 | 22.074 | — | — | 286.966
Henri Philippe Reichstul | 176.594 | 176.594 | — | — | — | — | — | 353.188
Mª del Carmen Ganyet i Cirera | 176.594 | 176.594 | — | — | — | — | — | 353.188
Ignacio Martín San Vicente | 176.594 | 176.594 | — | — | — | — | — | 353.188
Manuel Manrique Cecilia | 176.594 | 176.594 | — | — | — | — | — | 353.188
Mariano Marzo Carpio | 176.594 | — | 22.074 | 88.297 | — | — | 44.149 | 331.114
Isabel Torremocha Ferrezuelo | 176.594 | — | — | 88.297 | — | — | 44.149 | 309.040
Emiliano López Achurra | 176.594 | — | — | — | 22.074 | 22.074 | 44.149 | 264.891
Aurora Catá | 176.594 | — | — | 88.297 | 22.074 | 22.074 | — | 309.040
J. Robinson West | 176.594 | 176.594 | — | — | — | — | — | 353.188
Iván Martén Uliarte | 176.594 | 176.594 | — | — | — | — | — | 353.188
María del Pino Velázquez Medina (2) | 117.729 | — | — | 58.865 | — | — | — | 176.594
Luis Suárez de Lezo Mantilla (3) | 58.865 | 58.865 | — | — | — | — | — | 117.729

Nota: De acuerdo con el sistema aprobado por el Consejo de Administración a propuesta de la Comisión de Retribuciones, el importe a percibir en 2023 ha
ascendido a: (i) 176.594 euros por pertenencia al Consejo de Administración, (ii) 176.594 euros por pertenencia a la Comisión Delegada, (iii) 88.297 euros por
pertenencia a la Comisión de Auditoría y Control; (iv) 44.149 euros por pertenencia a la Comisión de Sostenibilidad; (v) 22.074 euros por pertenencia a la
Comisión de Nombramientos, (vi) 22.074 euros por pertenencia a la Comisión de Retribuciones, y (vii) 22.074 euros por la función de Consejero
Independiente Coordinador.
(1) Las condiciones retributivas del Sr. Brufau como Presidente no Ejecutivo del Consejo de Administración consisten en una retribución fija que, a partir de su
aprobación en la Junta General de Accionistas del 25 de mayo de 2023 y a propuesta de él mismo, pasó de 2.500 a 1.250 miles de euros brutos anuales; así,
la retribución fija devengada en 2023 ha ascendido a 1,747 millones de euros. Adicionalmente, la remuneración en especie y los ingresos a cuenta/
retenciones ligados a las retribuciones en especie han ascendido a un total de 0,346 millones de euros.
(2) La Junta General de Accionistas aprobó el nombramiento de la Sra. Velázquez Medina como Consejera el 25 de mayo de 2023.
(3) El Sr. Suárez de Lezo renunció a su cargo como Consejero y como vocal de la Comisión Delegada con fecha 26 de abril de 2023.

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Cuentas Anuales 2023 | 89 | Grupo Repsol

Por otra parte, hay que indicar que:
– Los miembros del Consejo de Administración de la sociedad dominante no tienen concedidos créditos ni anticipos por
parte de ninguna sociedad del Grupo, acuerdo conjunto o asociada.
– Los consejeros no ejecutivos únicamente perciben la retribución fija indicada en la tabla anterior y no participan de los
sistemas de previsión social financiados por la Compañía para los supuestos de cese, fallecimiento o cualquier otro ni de
los planes de incentivos ligados al desempeño de la Compañía, a corto o largo plazo. Respecto del Presidente del Consejo
de Administración, véase la nota 1 del cuadro Retribución por pertenencia a los Órganos de Administración de este
apartado.
– Ninguna sociedad del Grupo, acuerdo conjunto o asociada, tiene contraídas obligaciones en materia de pensiones o de
seguros de vida con miembros antiguos o actuales del Consejo de Administración de la sociedad dominante, excepto en
el caso del Consejero Delegado, para quien rige los compromisos previstos en su contrato mercantil de prestación de
servicios, descrito más adelante.
b) Por el desempeño de puestos y funciones directivas
En el ejercicio 2023, la retribución devengada por los miembros del Consejo de Administración por el desempeño de
puestos y funciones directivas responde al siguiente detalle:

Millones de euros | D. Josu Jon Imaz
Remuneración monetaria fija | 1,200
Remuneración variable y en especie (1) | 2,368

(1) Incluye, entre otros conceptos, seguro de vida e invalidez y seguro médico, así como la retribución variable anual y a largo plazo y las acciones
adicionales correspondientes a la liquidación del décimo ciclo del Plan de Compra de acciones por los beneficiarios de los Programas de Incentivo a
Largo Plazo, según se detalla en el apartado 27.4.
Las referidas cantidades no incluyen las detalladas en el apartado d) siguiente.
c) Por su pertenencia a Consejos de Administración de sociedades participadas
El importe de las retribuciones devengadas en el ejercicio 2023 por la pertenencia a los órganos de administración de
otras sociedades del Grupo, acuerdos conjuntos o asociadas, de los miembros del Consejo de Administración de la
sociedad dominante asciende a 0,799 millones de euros, de acuerdo al siguiente detalle:

| Millones de euros
Arantza Estefanía Larrañaga | 0,060
Emiliano López Achurra | 0,619
Ignacio Martín San Vicente | 0,060
María Teresa García-Milá Lloveras | 0,060

d) Por aportaciones a planes de pensiones y planes de previsión
El coste incurrido en el ejercicio 2023 por las aportaciones a planes de pensiones y a planes de previsión del Consejero
Delegado en el Grupo asciende a:

| Millones de euros
Josu Jon Imaz | 0,254

e)"Plan de Compra de acciones" por los Beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo
El 29 de mayo de 2023 se cumplió el periodo de consolidación del décimo ciclo del Plan de compra de acciones por los
beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo (ver Nota 27.4). Como consecuencia de ello, D. Josu Jon Imaz
consolidó derechos a la entrega de un total de 19.848 acciones brutas, valoradas a un precio de 13,355 euros por acción.
28.2 Indemnizaciones a los miembros del Consejo de Administración
Durante el ejercicio 2023, ningún Consejero ha percibido indemnización alguna de Repsol.

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Cuentas Anuales 2023 | 90 | Grupo Repsol

28.3 Otras operaciones con los administradores
Durante el ejercicio 2023, los Consejeros de Repsol no han realizado con la Sociedad dominante o con sociedades del Grupo
Repsol ninguna operación relevante, fuera del giro o tráfico ordinario, o en condiciones distintas de las estándar para clientes
o de las normales de mercado.
El Consejero Delegado se encuentra adherido a los ciclos 2021-2024, 2022-2025 y 2023-2026 del Plan de Compra de Acciones
por los Beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo, descrito en la Nota 27.4.
Sin perjuicio de que durante el ejercicio 2023 no se ha comunicado al Consejo de Administración ninguna situación de
conflicto de intereses, directo o indirecto, conforme a lo previsto en el artículo 229 de la Ley de Sociedades de Capital, durante
dicho ejercicio los acuerdos del Consejo de Administración y de la Comisión de Nombramientos relativos a la ratificación y
reelección de Consejeros, así como a la designación de cargos en el seno del Consejo de Administración y sus comisiones, se
adoptaron sin la participación del Consejero afectado por la correspondiente propuesta.
Asimismo, el Consejero Delegado no ha participado en la adopción de los acuerdos del Consejo de Administración relativos a
su retribución por el desempeño de puestos y funciones directivas en la Sociedad.
28.4 Retribuciones del personal directivo
a) Alcance
Repsol considera “personal directivo” a los miembros del Comité Ejecutivo. Durante 2023, un total de 10 personas han
formado parte del Comité Ejecutivo. Esta calificación no sustituye ni se configura en elemento interpretador de otros
conceptos de alta dirección contenidos en la normativa aplicable a la Sociedad dominante (como la contenida en el Real
Decreto 1382/1985), ni tiene por efecto la creación, reconocimiento, modificación o extinción de derechos u obligaciones
legales o contractuales.
A continuación se detallan las remuneraciones devengadas en 2023 por las personas que, en algún momento del citado
periodo han sido miembros del Comité Ejecutivo durante el tiempo que han ocupado dicha posición. Salvo que se indique
lo contrario, la información sobre “personal directivo” no incluye la correspondiente a las personas en las que concurre
también la condición de consejeros de Repsol, S.A. (información incluida en el apartado 1 de esta nota).
b) Sueldos y salarios, plan de previsión de directivos, fondo de pensiones y primas de seguros
En el ejercicio 2023, la retribución devengada responde al siguiente detalle:

| Millones de euros
Sueldo | 4,069
Dietas | 0,04
Remuneración Variable (1) | 5,154
Remuneraciones en Especie (2) | 0,889
Plan de previsión de directivos | 0,917

(1) Consta de un bono anual y de un incentivo plurianual, calculados como un determinado porcentaje sobre la retribución fija, que se perciben en función
del grado de cumplimiento de determinados objetivos.
(2) Incluye los derechos consolidados a la entrega de 8.956 acciones brutas adicionales correspondientes al décimo ciclo del Plan de compra de acciones
por los beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo, con un valor de 13,36 euros por acción, equivalente a 119.634 euros brutos.
Asimismo incluye las aportaciones realizadas a los planes de pensiones mantenidos con el personal directivo (ver Nota 27), junto con las primas
satisfechas por seguros de vida e invalidez, que han ascendido a 0,097 millones de euros.
c) Anticipos y créditos concedidos
A 31 de diciembre de 2023, Repsol, S.A. tiene concedidos créditos a los miembros de su personal directivo por importe de
0,288 millones de euros, habiendo devengado un tipo de interés medio de 2,28% durante el presente ejercicio.
28.5 Indemnizaciones al personal directivo
Los miembros del personal directivo tienen reconocido el derecho a percibir una indemnización en el supuesto de extinción
de su relación con la sociedad, siempre que no se produzca como consecuencia de un incumplimiento de sus obligaciones,
por jubilación, invalidez o por su propia voluntad no fundamentada en alguno de los supuestos indemnizables recogidos en
sus contratos.

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Cuentas Anuales 2023 | 91 | Grupo Repsol

El Grupo tiene formalizado un contrato de seguro colectivo para garantizar dichas prestaciones a los miembros del Comité
Ejecutivo con la categoría de Director General, así como a los consejeros que han desempeñado funciones ejecutivas.
En 2023, las indemnizaciones percibidas por parte del personal directivo de la compañía por extinción del contrato y pacto de
no concurrencia ascienden a 2,283 millones de euros.
28.6 Otras operaciones con el personal directivo
Durante el ejercicio 2023, los miembros del Comité Ejecutivo no han realizado con la Sociedad dominante o con las
Sociedades del Grupo ninguna operación relevante, fuera del giro o tráfico ordinario o en condiciones distintas del estándar
para clientes o de las normales de mercado.
Adicionalmente, los miembros del Comité Ejecutivo se encuentran adheridos a los ciclos 2021-2024, 2022-2025 y 2023-2026
del Plan de Compra de Acciones p or los Beneficiarios d e los Programas de Incentivo a Largo Plazo, descrito en la Nota 27.4.
28.7 Seguro de responsabilidad civil
Durante el ejercicio 2023, el Grupo tiene suscrita una póliza de responsabilidad civil que cubre a los miembros del Consejo de
Administración, al personal directivo referido en la Nota 28.4 a), al resto de directivos y a aquellas otras personas que ejercen
funciones asimiladas a las de los directivos, ascendiendo el importe total de la prima de esta póliza a 3,9 millones de euros.
La póliza también cubre a las distintas sociedades del Grupo bajo ciertas circunstancias y condiciones.
(29) Remuneración a los auditores
Los honorarios por servicios de auditoría y otros servicios distintos prestados en el ejercicio a las sociedades del Grupo
Repsol por PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L. y las sociedades de su red (PwC), así como aquellos prestados por otras
firmas auditoras, se presentan a continuación:

Honorarios de auditoría (auditor principal) | Millones de euros
| 2023 | 2022
Servicios de auditoría | 7,6 | 7,1
Otros servicios distintos: | 1,8 | 1,6
Relacionados con la auditoría | 1,8 | 1,6
Fiscales | — | —
Otros | — | —
Total(1) | 9,4 | 8,7

(1) Los honorarios aprobados en 2023 de PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L (excluyendo las sociedades de su red) por Servicios de auditoría y otros
servicios distintos ascienden a 4,5 millones de euros y a 1,4 millones de euros, respectivamente.
El epígrafe de “Servicios de auditoría” incluye los honorarios correspondientes a la auditoría de las Cuentas Anua les
individuales y consolidadas de Repsol, S.A. y de las sociedades que forman parte de su Grupo.
El epígrafe de "Otros servicios distintos" incluye servicios profesionales relacionados con la auditoría, principalmente, la
revisión del Sistema del Control Interno de Información Financiera, la revisión limitada de los estados financieros intermedios
resumidos consolidados, verificaciones y certificaciones para socios y organismos oficiales, informes para emisión de
obligaciones y otros valores negociables (Comfort letters), así como la verificación de la información no financiera del Informe
de gestión consolidado 2023. No se han prestado servicios fiscales ni otro tipo de servicios distintos de los relacionados con
la auditoría.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 92 | Grupo Repsol

(30) Hechos posteriores
En 2024 y antes de la publicación del presente informe destaca el siguiente acontecimiento:
Actualización estratégica 2024-27
A lo largo del 2023, tras cumplir gran parte de los objetivos fijados en el Plan Estratégico 2021-2025, Repsol ha llevado a cabo
una reflexión estratégica que ha culminado con la publicación de una actualización estratégica para el período 2024-2027
(Plan Estratégico 24-27). Esta actualización se basa en tres pilares: (i) crecimiento significativo del dividendo por acción en
2024 (30% con respecto a 2023) con una senda de un 3% adicional anual; (ii) mantenimiento del credit rating actual (BBB+/
Baa1) durante el ciclo 24-27; (iii) unas inversiones netas para el periodo de entre 16 y 19 miles de millones de euros,
correspondiendo más de un tercio de estas a los negocios bajos en carbono.
Para más información véase el apartado 2.5 del Informe de Gestión consolidado 2023.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 93 | Grupo Repsol

Anexo I: Información por segmentos y conciliación con Estados Financieros NIIF-UE 57
Magnitudes de la Cuenta de pérdidas y ganancias
La conciliación entre el resultado ajustado y el resultado neto NIIF-UE a 31 de diciembre de 2023 y 2022, es la siguiente:

| Millones de euros
Resultados |  |  | AJUSTES
| Resultado ajustado | Reclas. de Negocios Conjuntos | Efecto patrimonial (2) | Resultados específicos | Minoritarios | Total ajustes | Resultado NIIF-UE
Resultados | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022
Resultado de explotación | 7.250⁽¹⁾ | 10.648⁽¹⁾ | (305) | (1.819) | (610) | 103 | (2.041) | (3.072) | — | — | (2.956) | (4.788) | 4.294 | 5.860
Resultado financiero | 8 | 86 | 176 | 178 | — | — | (147) | 67 | — | — | 29 | 245 | 37 | 331
Resultado neto de las entidades valoradas por el método de la participación – neto de impuestos | 1 | (22) | 124 | 1.030 | — | — | (91) | (19) | — | — | 33 | 1.011 | 34 | 989
Resultado antes de impuestos | 7.259 | 10.712 | (5) | (611) | (610) | 103 | (2.279) | (3.024) | — | — | (2.894) | (3.532) | 4.365 | 7.180
Impuesto sobre beneficios | (2.248) | (3.938) | 5 | 611 | 157 | (25) | 1.005 | 517 | — | — | 1.167 | 1.103 | (1.081) | (2.835)
Resultado consolidado del ejercicio | 5.011 | 6.774 | — | — | (453) | 78 | (1.274) | (2.507) | — | — | (1.727) | (2.429) | 3.284 | 4.345
Resultado atribuido a minoritarios | — | — | — | — | — | — | — | — | (116) | (94) | (116) | (94) | (116) | (94)
Resultado atribuido a la sociedad dominante | 5.011 | 6.774 | — | — | (453) | 78 | (1.274) | (2.507) | (116) | (94) | (1.843) | (2.523) | 3.168 | 4.251

(1) Resultado de las operaciones continuadas a coste de reposición (CCS).
(2) El Efecto patrimonial supone un ajuste a los epígrafes de “Aprovisionamientos” y “Variación de existencias de producto” de la cuenta de pérdidas y
ganancias NIIF-UE.
La conciliación de los ingresos de las actividades ordinarias y otras magnitudes de la cuenta de pérdidas y ganancias por
segmento se incluyen a continuación:

| Millones de euros
Otras magnitudes de los segmentos de negocio | Ingresos de las actividades ordinarias (3) | Resultados de las operaciones | Dotación a la amortización del inmovilizado (2) | Ingresos / (gastos) por deterioros | Rdo. entidades valoradas por método participación | Impuesto sobre beneficios
Segmentos | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022
Exploración y Producción | 7.576 | 10.712 | 2.936 | 5.705 | (1.801) | (1.655) | (1.122) | (773) | 28 | 28 | (1.185) | (2.703)
Industrial | 46.676 | 61.848 | 3.626 | 4.315 | (747) | (827) | 257 | (2.070) | (8) | (3) | (884) | (1.071)
Cliente | 27.315 | 32.957 | 819 | 564 | (336) | (360) | (60) | (159) | 3 | — | (208) | (144)
GBC | 1.003 | 2.028 | 134 | 245 | (60) | (57) | (4) | — | (28) | (42) | (31) | (59)
Corporación | (21.017) | (28.821) | (265) | (181) | (39) | (36) | (1) | (3) | 6 | (5) | 60 | 39
Magnitudes Ajustadas (1) | 61.553 | 78.724 | 7.250 | 10.648 | (2.983) | (2.935) | (930) | (3.005) | 1 | (22) | (2.248) | (3.938)
Ajustes: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Exploración y Producción | (2.600) | (3.763) | (1.683) | (2.236) | 522 | 573 | 619 | 320 | 78 | 987 | 538 | 510
Industrial | (304) | (432) | (778) | (2.327) | 14 | 13 | — | — | (62) | 24 | 151 | 455
Cliente | (385) | (298) | (202) | (171) | 11 | 10 | 1 | 12 | 22 | — | (28) | 16
GBC | — | 8 | (17) | 3 | — | — | — |  | — | — | (15) | 4
Corporación | 684 | 914 | (276) | (57) | — | — | — | — | (5) | — | 521 | 118
MAGNITUDES NIIF-UE | 58.948 | 75.153 | 4.294 | 5.860 | (2.436) | (2.339) | (310) | (2.673) | 34 | 989 | (1.081) | (2.835)

(1) Magnitudes elaboradas de acuerdo al modelo de reporting del Grupo que se describe en la Nota 3,2.
(2) Incluye la amortización de sondeos exploratorios no exitosos reconocidos en el transcurso normal de las operaciones..
(3) Corresponde a la suma de los epígrafes de “Ventas” e “Ingresos por prestación de servicios y otros ingresos” (ver Nota 19.1). Su apertura por su
procedencia (de clientes u operaciones intersegmento) es la siguiente:

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 94 | Grupo Repsol

57 Algunas de las magnitudes presentadas en este Anexo tienen la consideración de Medidas Alternativas de Rendimiento (MAR) de acuerdo a las Directrices
de la European Securities Markets Authority (ESMA). Para más información, véase el Anexo II del Informe de gestión consolidado 2023.

|  | Millones de euros
Ingresos de las actividades ordinarias por segmentos |  | Clientes |  | Intersegmento |  | Total
|  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022
Exploración y Producción |  | 5.199 |  | 7.486 |  | 2.377 |  | 3.226 |  | 7.576 |  | 10.712
Industrial |  | 28.674 |  | 37.332 |  | 18.002 |  | 24.516 |  | 46.676 |  | 61.848
Cliente |  | 27.164 |  | 32.696 |  | 151 |  | 261 |  | 27.315 |  | 32.957
GBC |  | 516 |  | 1.210 |  | 487 |  | 818 |  | 1.003 |  | 2.028
Corporación |  | — |  | — |  | 10 |  | 8 |  | 10 |  | 8
(-) Ajustes y eliminaciones de ingresos de explotación entre segmentos |  | — |  | — |  | (21.027) |  | (28.829) |  | (21.027) |  | (28.829)
TOTAL |  | 61.553 |  | 78.724 |  | — |  | — |  | 61.553 |  | 78.724

Magnitudes de Balance |  | Millones de euros
|  | Activos no corrientes (2) |  | Inversiones de explotación (3) |  | Capital empleado (4) |  | Inversiones contabilizadas por el método de la participación
Segmentos |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022 |  | 2023 |  | 2022
Exploración y Producción |  | 16.284 |  | 16.891 |  | 2.627 |  | 2.127 |  | 12.716 |  | 12.282 |  | 129 |  | 188
Industrial |  | 7.861 |  | 7.274 |  | 1.161 |  | 1.025 |  | 10.929 |  | 11.108 |  | 12 |  | 73
Cliente |  | 3.071 |  | 2.935 |  | 423 |  | 258 |  | 2.788 |  | 4.667 |  | 73 |  | 14
GBC |  | 4.316 |  | 2.270 |  | 1.876 |  | 667 |  | 3.897 |  |  |  | 297 |  | 356
Corporación |  | 670 |  | 660 |  | 80 |  | 105 |  | 836 |  | 172 |  | 3 |  | 51
MAGNITUDES AJUSTADAS (1) |  | 32.202 |  | 30.030 |  | 6.167 |  | 4.182 |  | 31.166 |  | 28.229 |  | 514 |  | 682
Ajustes |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Exploración y Producción |  | (3.460) |  | (4.581) |  | (825) |  | (236) |  | (557) |  | 518 |  | 1.976 |  | 3.197
Industrial |  | (193) |  | (185) |  | (15) |  | (26) |  | (2) |  | (25) |  | 269 |  | 259
Cliente |  | (150) |  | (115) |  | (93) |  | (10) |  | 18 |  | 3 |  | 198 |  | 164
GBC |  | — |  | — |  | (46) |  | (98) |  | — |  | — |  | — |  | —
Corporación |  | — |  | — |  | (1) |  | 1 |  | — |  | (1) |  | — |  | —
MAGNITUDES NIIF-UE |  | 28.399 |  | 25.149 |  | 5.187 |  | 3.813 |  | 30.625 |  | 28.724 |  | 2.957 |  | 4.302

(1) Magnitudes elaboradas de acuerdo al modelo de reporting del Grupo que se describe en la Nota 3.2
(2) Se excluyen las “Inversiones financieras no corrientes”, “Activos por impuesto diferido” y “Otros activos no corrientes”.
(3) Incluye el capital empleado correspondiente a los negocios conjuntos, las partidas correspondientes al activo no corriente no financiero, el fondo de
maniobra operativo y otras partidas del pasivo no financieras.
Flujo de caja
La conciliación entre el flujo de caja de las operaciones y el flujo de caja libre con el Estado de Flujos de Efectivo NIIF-UE a 31
de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente:

Flujo de caja | A 31 Diciembre
| Flujo de caja libre | Reclasif. negocios conjuntos y otros | Estado de Flujos de Efectivo NIIF-UE
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | 2023 | 2022
I. Flujos de efectivo de las actividades de explotación (flujo de caja de las operaciones) | 7.064 | 8.923 | (553) | (1.091) | 6.511 | 7.832
II. Flujos de efectivo de las actividades de inversión | (5.634) | (3.712) | (219) | (391) | (5.853) | (4.103)
Flujo de caja libre (I+II) | 1.430 | 5.211 | (772) | (1.482) | 658 | 3.729

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 95 | Grupo Repsol

Deuda neta
La conciliación entre la deuda neta y el Balance de Situación NIIF-UE a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente:

Deuda neta | Deuda Neta | Reclasificación Negocios Conjuntos | Balance NIIF-UE
Millones de euros | 2023 | 2023 | 2023
Activo no corriente |  |  |
Instrumentos financieros no corrientes(1) (2) | 1.060 | 429 | 1.489
Activo corriente |  |  |
Otros activos financieros corrientes (2) | 4.410 | 81 | 4.491
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes | 4.552 | (423) | 4.129
Pasivo no corriente |  |  |
Pasivos financieros no corrientes(2) | (8.808) | 458 | (8.350)
Pasivo corriente |  |  |
Pasivos financieros corrientes(2) | (3.310) | (4) | (3.314)
DEUDA NETA(3) | (2.096) | 541 | (1.555)

(1) Importes incluidos en el epígrafe “Activos financieros no corrientes” del balance de situación.
(2) Incluye arrendamientos netos no corrientes y corrientes por importe de -2.973 y -633 millones de euros, respectivamente, según el modelo de Reporting y
-2.452 y -506 millones de euros, respectivamente, según balance NIIF-UE.
(3) Las reconciliaciones de períodos anteriores de esta magnitud están disponibles en www.repsol.com.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 96 | Grupo Repsol

Anexo II: Estructura societaria del Grupo
Anexo IIA: Principales sociedades que configuran el Grupo

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
EXPLORACION Y PRODUCCION |  |  |  |  |  |  |  |
Agri Development, B.V. | Repsol Sinopec Brasil, B.V. | Países Bajos | Plataforma para la producción de crudo y gas natural | P.E.(N.C.) | 4,50 | 10,00 | — | —
Akakus Oil Operations, B.V. | Repsol Exploración Murzuq, S.A. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E. | 36,75 | 49,00 | — | —
BP Trinidad & Tobago, Llc. (14) | BPRY Caribbean Ventures, Llc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 22,50 | 100,00 | — | —
Repsol Sinopec Brasil, S.A. | Repsol E&P S.a.r.l. | Brasil | Explotación y comercialización de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 45,01 | 60,01 | 2.295 | 2.107
YPFB Andina, S.A. (13) | Repsol Bolivia, S.A. | Bolivia | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 36,25 | 48,33 | 480 | 166
Edwards Gas Services, Llc. | Repsol Oil & Gas USA, LLC | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 72 | 120
Equion Energía, Ltd. (13) | Repsol, S.A. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 49,00 | 49,00 | 153 | —
Fortuna International (Barbados), Inc. (10) | Repsol E&P S.a.r.l. (26) | Barbados | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 69 | 69
Fortuna Resources (Sunda), Ltd. (9) | Talisman UK (South East Sumatra), Ltd. | Indonesia | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | 21 | —
Guará, B.V. | Repsol Sinopec Brasil, B.V. | Países Bajos | Plataforma para la producción de crudo y gas natural | P.E. | 11,25 | 25,00 | (9) | —
Lapa Oil & Gas, B.V. | Repsol Sinopec Brasil, B.V. | Países Bajos | Plataforma para la producción de crudo y gas natural | P.E. | 11,25 | 25,00 | — | —
Oleoducto de Crudos Pesados, Ltd. | Repsol OCP de Ecuador, S.A. | Islas Caimán | Sociedad de cartera | P.E. | 22,25 | 29,66 | 9 | 27
Pacific Compass, LLC (5) | Repsol E&P USA, LLC | Estados Unidos | Comercialización de productos petrolíferos | P.E.(N.C.) | 36,75 | 49,00 | — | —
Paladin Resources, Ltd. | FEHI Holding, S.a.r.l. | Reino Unido | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 60 | 74
Petrocarabobo, S.A. | Repsol Exploración, S.A. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 8,25 | 11,00 | (39) | 62
BPRY Caribbean Ventures, Llc. (13) | Repsol Exploración, S.A. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 22,50 | 30,00 | 1.117 | 2.924
Quiriquiré Gas, S.A. | Repsol Venezuela, S.A. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos. | P.E.(N.C.) | 45,00 | 60,00 | — | —
Repsol Alpha Limited (14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Andaman B.V. (11) | Repsol Exploración, S.A.U. (34) | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | (5) | —
Repsol Angostura, Ltd. (6) | Repsol Exploración, S.A.U. | Trinidad y Tobago | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | 39
Repsol Beta Limited. (14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Bolivia, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. (27) | Bolivia | Prestación de servicios | I.G. | 75,00 | 100,00 | 342 | 15
Repsol Bulgaria Khan Kubrat, S.A.U. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 10 | —
Repsol Colombia Oil & Gas Limited | Repsol Exploración, S.A.U. | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 564 | 803
Repsol Corridor, S.A.U. | Fortuna International (Barbados), Inc. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 698 | 42
Repsol Delta Limited (14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Ductos Colombia, S.A.S. | Talisman Colombia Holdco, Ltd. | Colombia | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 42 | 3
Repsol Earth Solutions USA, LLC (5) | Repsol Oil & Gas Holding USA, Inc | Estados Unidos | Paricipación en proyectos de Geological Low Carbon Solutions | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol E&P Bolivia, S.A. | Repsol Bolivia, S.A. | Bolivia | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 341 | 2
Repsol E&P S.a.r.l. (16) | Repsol Upstream B.V. | Luxemburgo | Adquisición,administración, gestión, control y desarrollo de participaciones en Luxemburgo y empresas extranjeras | I.G. | 75,00 | 75,00 | 11.497 | 2

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 97 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Repsol E&P USA Holdings, Inc. | Repsol Oil & Gas Holdings USA, Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1.492 | 1.712
Repsol E&P USA, Llc. | Repsol USA Holdings LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2.752 | 2.533
Repsol Eagle Ford North LLC. (5) | Repsol Oil & Gas USA, LLC. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 22 | 6
Repsol Exploração Brasil, Ltda. | Repsol, S.A. | Brasil | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 939 | 1.081
Repsol Exploración 405A, S.A.U. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 108 | —
Repsol Exploración Aitoloakarnania, S.A. (11) | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 4 | —
Repsol Exploración Argelia, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 198 | 5
Repsol Exploración Aru, S.L.U. | Repsol Exploración, S.A.U. (27) | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Exploración Colombia, S.A. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 64 | 2
Repsol Exploración Gharb, S.A.U. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 6 | —
Repsol Exploración Guinea, S.A.U. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | — | —
Repsol Exploración Guyana, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. (27) | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | (1) | —
Repsol Exploración Ioannina, S.A.U. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 15 | —
Repsol Exploración Irlanda, S.A.U. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 12 | —
Repsol Exploración México, S.A. de C.V. | Repsol Exploración, S.A.U. | México | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 142 | 306
Repsol Exploración Murzuq, S.A.U. | Repsol Exploración, S.A.U. (27) | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 515 | 9
Repsol Exploración Perú, S.A.U. | Repsol Exploración, S.A.U. (27) | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 648 | 12
Repsol Exploracion South East Jambi B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Exploración South Sakakemang, S.L. | Repsol Exploración, S.A.U. (27) | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2 | —
Repsol Exploración Tanfit, S.L.U. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 7 | 3
Repsol Exploración Tobago, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 4 | —
Repsol Exploración West Papúa IV, S.L. | Repsol Exploración, S.A.U. (27) | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Exploración, S.A.U. | Repsol E&P S.a.r.l. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 5.931 | 27
Repsol Finance Brasil B.V. | Repsol Finance Brasil, S.A.R.L (35) | Países Bajos | Financiera y tenencia de participaciones | I.G. | 100,00 | 100,00 | 1.078 | 4
Repsol Greece Ionian, S.L.U. | Repsol, S.A. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 156 | —
Repsol Investigaciones Petrolíferas, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 192 | 215
Repsol LNS Limited (14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Norge, AS | Repsol Exploración, S.A.U. | Noruega | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 78 | —
Repsol North Sea Limited (14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol OCP de Ecuador, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Operación de un oleoducto para transporte de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 52 | —
Repsol Offshore E&P USA, Inc. | Repsol USA Holdings LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | 13 | 30
Repsol Oil & Gas Australasia Pty, Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. (34) | Australia | Sociedad de servicios compartidos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | 69

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 98 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Repsol Oil & Gas Australia (JPDA 06-105) Pty Ltd. | Paladin Resources, Ltd. | Australia | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | (14) | 148
Repsol Oil & Gas Gulf of Mexico, LLC | Repsol E&P USA Holdings Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 805 | 440
Repsol Oil & Gas Holdings USA, Inc. | FEHI Holding, S.a.r.l. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 7.048 | 1.730
Repsol Oil & Gas RTS Sdn, Bhd. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | Malasia | Sociedad de servicios compartidos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 2 | 19
Repsol Oil & Gas USA, LLC. | Repsol USA Holdings LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 3.011 | 1.831
Repsol Oil &Gas Vietnam 07/03 Pty Ltd. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | Australia | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 1 | —
Repsol Oil Trading Limited (14) | Repsol North Sea Limited | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Oriente Medio, S.A. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 43 | —
Repsol Pension and Life Scheme Limited (14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Perpetual Norge, A.S. | Talisman Perpetual (Norway), Ltd. | Noruega | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | 1
Repsol Sakakemang, B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. (34) | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 48 | —
Repsol Salamanca Midstream, LLC | Repsol Oil & Gas Gulf of México, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 42 | 37
Repsol Services Company | Repsol USA Holdings LLC | Estados Unidos | Prestación de servicios | I.G. | 75,00 | 100,00 | 22 | 40
Repsol Servicios Colombia, S.A. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 3 | —
Repsol Shale Oil & Gas LLC | Repsol E&P USA Holdings, Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 13 | —
Cardón IV, S.A. | Repsol Exploración, S.A. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 37,50 | 50,00 | 316 | 4
Repsol Sinopec Brasil, B.V. | Repsol E&P S.a.r.l. | Brasil | Sociedad de cartera | P.E.(N.C.) | 45,00 | 60,00 | 13 | 8
Repsol Resources UK, Ltd. (13) | Talisman Colombia Holdco, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2.062 | 4.466
Repsol Transgasindo S.à r.l. | Fortuna International (Barbados), Inc. | Luxemburgo | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 36 | 4
Repsol Transportation (UT) Limited (14) | Repsol North Sea Limited | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Trustees (U.K.) Limited. (14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol U.K., Ltd. (14) | Repsol Exploración, S.A.U. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | (3) | 31
Repsol Upstream B.V. | Repsol, S.A. | Paises Bajos | Sociedad de Cartera | I.G. | 100,00 | 100,00 | 5.329 | 3
Repsol USA Holdings LLC | Repsol Oil & Gas Holdings USA, Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 3.182 | 4.645
Repsol Venezuela, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 114 | 725
Repsol Zeta Limited (14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Rigel Petroleum (NI), Ltd. (14) | Rigel Petroleum UK, Ltd. | Irlanda del Norte | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Rigel Petroleum UK, Ltd. | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Salamanca Infrastructure, LLC | Repsol Salamanca Midstream, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E | 1,88 | 2,50 | 14 | 14
Sierracol Energy Arauca, LLC | Repsol E&P S.a.r.l. | Colombia | Sociedad de cartera | P.E.(N.C.) | 18,75 | 25,00 | 32 | 24
Talisman (Asia), Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. (28) | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Talisman (Block K 39), B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | (5) | —
Talisman Energy DL, Ltd. (11)(14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Talisman Energy NS, Ltd. (11)(14) | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 99 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Talisman (Jambi Merang), Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. (34) | Indonesia | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | 8 | 73
Talisman (Sageri), Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. (28) | Indonesia | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Talisman (Vietnam 133 & 134), Ltd. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | Vietnam | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 1 | 33
Talisman Colombia Holdco, Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. | Reino Unido | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 958 | 1.473
Talisman East Jabung, B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. (34) | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Talisman Perpetual (Norway), Ltd. | FEHI Holding, S.a.r.l. | Reino Unido | Sociedad de cartera (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | 1
Talisman Resources (Bahamas), Ltd. (8) | Paladin Resources, Ltd. | Bahamas | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Talisman Resources (North West Java), Ltd. | Talisman UK (South East Sumatra), Ltd. | Indonesia | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | 37 | —
Talisman South Sageri, B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. (34) | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Talisman UK (South East Sumatra), Ltd. | Paladin Resources, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | 38 | —
Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd. | Repsol Transgasindo S.à r.l | República de Mauricio | Sociedad de cartera | P.E. | 11,25 | 15,00 | (93) | —
Transportadora Sulbrasileira del Gas, S.A. | Repsol Exploração Brasil Ltda | Brasil | Construcción y explotación de un gasoducto | P.E.(N.C.) | 25,00 | 25,00 | — | 3
Transworld Petroleum (U.K.) Ltd. | Repsol Sinopec North Sea, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Triad Oil Manitoba, Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. (29) | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Vung May 156 - 159 Vietnam, B.V. | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | — | 4
Petroquiriqué, S.A. - Empresa Mixta | Repsol Exploración, S.A. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos. | P.E.(N.C.) | 30,00 | 40,00 | (1.252) | 244
YPFB Transierra, S.A. (14) | YPFB Andina, S.A. | Bolivia | Transporte de hidrocaburos por gasoducto y oleoducto | P.E. | 16,13 | 44,50 | 28 | 16
INDUSTRIAL |  |  |  |  |  |  |  |
8787352 Canada, Ltd. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00 | (1) | 2
Acteco Productos y Servicios, S.L. | Repsol Química, S.A. | España | Gestión de residuos y reciclado mecánico de plásticos | P.E.(N.C.) | 27,00 | 27,00 | 2 | —
Alba Emission Free Energy, S.A. | Petróleos del Norte, S.A. | España | Actividades de descarbonización | I.G. | 85,98 | 100,00 | 15 | 13
Asfaltos Españoles, S.A. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Asfaltos | I.P. | 49,99 | 50,00 | 17 | 4
Basque Hydrogen, S.L | Alba Emission free Energy, S.A. | España | Actividades de descarbonización | P.E.(N.C.) | 43,85 | 51,00 | 1 | 1
Bay of Biscay Hydrogen, S.L. | Alba Emission free Energy, S.A. | España | Actividades de descarbonización | I.G. | 85,98 | 100,00 | 1 | —
Biscay Eco Aggregates, S.L. (5) | Alba Emission free Energy, S.A. | España | Planta de fijación de CO2 para la valorización material de residuos en eco-áridos (mineralización) | I.G. | 85,98 | 100,00 | — | —
Biscay Pyrolytic Ecofuels, S.L. (5) | Alba Emission free Energy, S.A. | España | Planta piloto de pirolisis HUB, para la fabricación de biobunker a partir de residuos sólidos urbanos | I.G. | 85,98 | 100,00 | — | —
Cartagena Hydrogen Network, S.L. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Desarrollo de procesos de producción, almacenamiento transporte, uso, consumo y transformación de hidrógeno | I.G. | 100,00 | 100,00 | — | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 100 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Tarragona Hydrogen Network, S.L. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Desarrollo de procesos de producción, almacenamiento transporte, uso, consumo y transformación de hidrógeno | I.G. | 100,00 | 100,00 | — | —
Cogeneración Gequisa, S.A. (12) | General Química, S.A.U. | España | Producción de energía eléctrica y vapor | P.E. | 19,50 | 39,00 | 2 | 7
Compañía Auxiliar de Remolcadores y Buques Especiales, S.A. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Prestación de servicios marítimos | I.G. | 99,24 | 100,00 | 17 | —
Dynasol China, S.A. de C.V. (12) | Dynasol Gestión México, S.A.P.I. de C.V. | México | Prestación de servicios | P.E.(N.C.) | 50,00 | 100,00 | 23 | 25
Dynasol Elastómeros, S.A. de C.V. (12) | Dynasol Gestión México, S.A.P.I. de C.V. | México | Producción y comercialización de productos químicos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 99,99 | 136 | 36
Dynasol Elastómeros, S.A.U. (12) | Dynasol Gestión, S.L. | España | Producción y comercialización de productos químicos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 100,00 | 124 | 17
Dynasol Gestión México, S.A.P.I. de C.V. | Repsol Química, S.A. | México | Sociedad de cartera y servicios compartidos | P.E. | 50,00 | 50,00 | 150 | 112
Dynasol Gestión, S.L. | Repsol Química, S.A. | España | Sociedad de cartera y servicios compartidos | P.E. | 50,00 | 50,00 | 109 | 21
Dynasol, Llc. (12) | Dynasol Gestión, S.L. | Estados Unidos | Comercialización de productos petroquímicos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 100,00 | 15 | 11
Ecoplanta Molecular Recycling Solutions, SL | Repsol Industrial Transformation, S.L.U.(15) | España | Promoción, diseño, construcción y explotación de instalaciones de reciclaje molecular. | I.G. | 100,00 | 100,00 | 37 | 4
Energía Distribuida del Norte, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L.(30) | España | Construcción y explotación de una refinería de petróleo | I.G. | 97,79 | 100,00 | 1 | 1
Enerkem Inc. | Repsol Química, S.A. | Canadá | Producción de syngas renovable (metanol) a partir de residuos urbanos | P.E. | 14,11 | 14,11 | (11) | 77
General Química, S.A.U. (12) | Dynasol Gestión, S.L. | España | Fabricación y venta de productos petroquímicos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 100,00 | 47 | 6
Grupo Repsol del Perú, S.A.C. | Repsol Perú, B.V. | Perú | Sociedad de servicios compartidos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 1 | —
Iberian Lube Base Oils Company, S.A. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Desarrollo y producción de bases lubricantes | I.P. | 29,99 | 30,00 | 76 | 54
Ibero Waste Trading S.L.(5) | Repsol Industrial Transformación S.L.U. | España | Gestión de residuos | P.E.(N.C.) | 55,00 | 55,00 | — | —
Industrias Negromex, S.A. de C.V. (12) | Dynasol Gestión México, S.A.P.I. de C.V. | México | Fabricación de hules sintéticos | P.E. | 50,00 | 99,99 | 130 | 62
Insa Gpro (Nanjing), Synthetic Rubber Co. Ltd. (12) | Dynasol China, S.A. de C.V. | China | Fabricación, busca y desarrollo, venta de caucho sintético | P.E.(N.C.) | 25,00 | 50,00 | 40 | 35
Liaoning North Dynasol Synthetic Rubber Co. Ltd. (12) | Dynasol Gestión, S.L. | China | Fabricación, busca y desarrollo, venta de caucho sintético | P.E.(N.C.) | 25,00 | 50,00 | 95 | 3
Petróleos del Norte, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U | España | Construcción y explotación de una refinería de petróleo | I.G. | 85,98 | 85,98 | 2.074 | 121
Petronor Innovación, S.L. | Petróleos del Norte, S.A. | España | Actividades de investigación | I.G. | 85,98 | 100,00 | — | —
Polidux, S.A. | Repsol Química, S.A. | España | Fabricación y venta de productos petroquímicos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 11 | 17
Refinería La Pampilla, S.A.A. | Repsol Perú, B.V. | Perú | Refino y comercialización de hidrocarburos. | I.G. | 99,20 | 99,20 | 578 | 672
Relkia Distribuidora de Electricidad, S.L | Repsol Petróleo, S.A. | España | Distribución de energía eléctrica | I.G. | 99,97 | 100,00 | 13 | —
Remolcadores Portuarios de Tarragona, S.L. | Compañía Auxiliar de Remolcadores y Buques Especiales, S.A. | España | Actividades anexas al transporte marítimo y por vías navegables interiores | I.P. | 37,71 | 38,00 | 2 | —
Remolcadores Puerto A Coruña, A.I.E. (5) | Repsol Petróleo, S.A. | España | Actividades anexas al transporte marítimo y por vías navegables interiores | I.P. | 59,98 | 60,00 | 1 | —
Repsol Canadá, Ltd. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Canadá | Regasificación de GNL | I.G. | 100,00 | 100,00 | (1) | 2
Repsol Chemie Deutschland, GmbH | Repsol Química, S.A. | Alemania | Comercialización de productos químicos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 6 | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 101 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Repsol Comercial, S.A.C. | Refinería La Pampilla, S.A.A. | Perú | Comercialización de combustibles | I.G. | 99,20 | 100,00 | 169 | 76
Repsol Energy North América Canada Partnership | Saint John LNG Development Company Ltd. | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 37 | —
Repsol Energy North América Corporation | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Estados Unidos | Comercialización de GNL | I.G. | 100,00 | 100,00 | 328 | 1.101
Repsol Energy Perú, S.A.C. | Repsol Comercial, S.A.C. | Perú | Venta de combustibles sólidos, líquidos y gaseosos (11) | I.G. | 99,20 | 100,00 | — | —
Repsol Financial Trading S.a.r.l. (17) | Albatros, S.a.r.l. (22) | Luxemburgo | Adquisición,administración, gestión, control y desarrollo de participaciones en Luxemburgo y empresas extranjeras | I.G. | 100,00 | 100,00 | 2.039 | —
Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Repsol, S.A. | España | Sociedad de Cartera | I.G. | 100,00 | 100,00 | 6.112 | —
Repsol LNG Holding, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Comercialización de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 314 | 2
Repsol Marketing, S.A.C. | Repsol Customer Centric, S.L. | Perú | Comercialización de combustibles y especialidades | I.G. | 97,79 | 100,00 | 7 | 3
Repsol Perú, B.V. | Repsol, S.A. | Países Bajos | Sociedad de cartera | I.G. | 100,00 | 100,00 | 340 | 351
Repsol Petróleo, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U | España | Importación de productos y explotación de refinerías | I.G. | 99,97 | 99,97 | 4.650 | 218
Repsol Polímeros, Unipessoal, Lda. | Repsol Química, S.A. | Portugal | Fabricación y venta de productos petroquímicos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 436 | 562
Repsol Química, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Fabricación y venta de productos petroquímicos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 697 | 60
Repsol Renewable and Circular Solutions, S.A | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Producción, almacenamiento, consumo y transformación de hidrógeno | I.G. | 100,00 | 100,00 | 2 | —
Repsol Saint John LNG, S.L | Repsol LNG Holding, S.A. | España | Realización de estudios del sector (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | 1 | —
Repsol Trading Perú, S.A.C. | Repsol Trading, S.A. | Perú | Abastecimiento, Comercialización, Trading y Transporte | I.G. | 100,00 | 100,00 | 13 | 9
Repsol Trading Singapore Pte, Ltd. | Repsol Trading, S.A. | Singapur | Abastecimiento, Comercialización, Trading y Transporte | I.G. | 100,00 | 100,00 | (85) | —
Repsol Trading USA LLC. | Repsol Energy North América Corporation | Estados Unidos | Abastecimiento, Comercialización, Trading y Transporte | I.G. | 100,00 | 100,00 | 188 | 286
Repsol Trading, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Abastecimiento, Comercialización, Trading y Transporte | I.G. | 100,00 | 100,00 | 848 | —
Saint John LNG Development Company Ltd. (10) | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Canadá | Proyecto de inversión planta de licuefacción en Canadá | I.G. | 100,00 | 100,00 | 20 | 22
Saint John LNG Limited Partnership | Saint John LNG Development Company Ltd. | Canadá | Prestación de servicios al Proyecto de inversión planta de licuefacción en Canadá | I.G. | 100,00 | 100,00 | 40 | —
Servicios de Seguridad Mancomunados, S.A. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Seguridad | I.G. | 99,95 | 100,00 | — | —
Synkedia Biscay, AIE (5) | Alba Emission Free Energy, S.A. | España | Construcción y operación de una planta demo para la síntesis de productos renovables | P.E.(N.C.) | 42,99 | 50,00 | 12 | 12
Tucan LNG S.a.r.l. (5) | Repsol Industrial Transformation, S.L.U | Luxemburgo | Comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 100,00 | 100,00 | — | —
CLIENTE |  |  |  |  |  |  |  |
Abastecimentos e Serviços de Aviaçao, Lda. | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Comercialización de productos petrolíferos | P.E. | 48,89 | 50,00 | — | —
Air Miles España, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Programa Travel Club. Servicios de fidelización | P.E. | 26,03 | 26,67 | 5 | —
Arteche y García, S.L.U. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Instalación y explotación de estaciones de servicio | I.G. | 97,60 | 100,00 | — | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 102 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Bardahl de México, S.A. de C.V. | Repsol Downstream Internacional, S.A. | México | Producción y distribución de lubricantes | P.E.(N.C.) | 39,12 | 40,00 | 41 | —
Benzirep - Vall, S.L.U. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Instalación y explotación de estaciones de servicio | I.G. | 97,60 | 100,00 | — | —
Campsa Estaciones de Servicio, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Explotación y gestión de estaciones de servicio | I.G. | 97,60 | 100,00 | 180 | 8
Becsol, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Andorra | Distribución de productos derivados del petróleo | P.E. | 32,45 | 33,25 | 1 | —
CI Repsol Downstream Colombia, S.A.S. | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Colombia | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,79 | 100,00 | — | —
Cide HCEnergía, S.A. (5) | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización electricidad,hidrocarburos y agua | P.E. | 48,90 | 50,01 | 20 | —
Comercializador de Referencia Energético, S.L.U. (5) | Cide HCenergía, S.A. | España | Comercialización de energía eléctrica, gas natural u otros productos y servicios adicionales o complementarios al suministro de energía. | P.E. | 48,90 | 100,00 | 1 | —
Compañía Anónima de Revisiones y Servicios, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Instalación y explotación de estaciones de servicio | I.G. | 92,72 | 95,00 | 3 | 1
Distribuidora Andalucía Oriental, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Comercialización de carburantes | P.E.(N.C.) | 48,80 | 50,00 | 1 | 1
Distribuidora de Petróleos, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Comercialización de carburantes | I.G. | 82,96 | 85,00 | — | —
Ekiluz Energía Comercializadora, S.L. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de energía eléctrica,por fuentes renovables o convencionales. | I.G | 97,79 | 100,00 | 1 | —
Ekiluz Promoción, S.L. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Promoción administrativa de plantas de producción de electricidad a partir de fuentes renovables. | I.G | 97,79 | 100,00 | 5 | —
Endomexicana Renta y Servicios, S.A. de C.V. | Repsol Downstream Internacional, S.A. | México | Producción y distribución de lubricantes | P.E.(N.C.) | 39,12 | 40,00 | — | —
Estación de Servicio Barajas, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Instalación y explotación de estaciones de servicio | I.G. | 93,70 | 96,00 | 3 | 1
Estación de Servicio Montsia, S.L. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Instalación y explotación de estaciones de servicio | P.E.(N.C.) | 48,80 | 50,00 | — | —
Gaolania Servicios, S.L. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de energía eléctrica | I.G | 88,01 | 90,00 | 4 | —
Gestao e Administraçao de Postos de Abastecimiento Unipessoal, Lda. | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,79 | 100,00 | 10 | 2
Gestión de Puntos de Venta, Gespevesa, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Gestión de Estaciones de Servicio | I.G. | 92,72 | 95,00 | 47 | 39
Ibil, Gestor de Carga de Vehículo Eléctrico, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Explotación de puntos de recarga de vehículos eléctricos | P.E.(N.C.) | 48,89 | 50,00 | — | 2
Klikin Deals Spain, S.L.U. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Gestión de clientes y de marketing de productos petrolíferos | I.G. | 97,60 | 100,00 | 10 | 1
LGA Logística Global de Aviação, Lda. | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Transporte de productos petrolíferos de aviación | P.E. | 19,56 | 20,00 | — | —
Medusa Alternativas Suministro Eléctrico, S.L. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Ofrecer una solución de recarga que aporta ahorros económicos por término de potencia frente a una instalación convencional conectada a la red de distribución | P.E. | 32,60 | 33,33 | — | —
MUVEXT, S.A (5) | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Operador de Movilidad Eléctrica | P.E. | 71,22 | 72,83 | — | —
PT Pacific Lubritama Indonesia | United Oil Company Pte Ltd | Indonesia | Producción y distribución de lubricantes | P.E. | 37,16 | 95,00 | 10 | 3
Régsiti Comercializadora Regulada, S.L.U. | Repsol Comercializadora de Electricidad y Gas, S.L.U. | España | Comercialización de energía eléctrica | I.G. | 97,79 | 100,00 | 6 | 1
Repsol Butano, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de GLP | I.G. | 97,79 | 100,00 | 196 | 59
Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,60 | 99,79 | 729 | 335
Repsol Comercializadora de Electricidad y Gas, S.L.U. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de energía eléctrica | I.G. | 97,79 | 100,00 | 18 | 1

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 103 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Repsol Customer Centric, S.L. | Repsol, S.A. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 97,79 | 100,00 | 3.550 | —
Repsol Directo, Lda. | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,79 | 100,00 | 3 | 2
Repsol Directo, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,60 | 100,00 | 8 | —
Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 97,79 | 100,00 | 215 | —
Repsol Downstream México, S.A. de C.V | Repsol Downstream Internacional, S.A. | México | Producción y distribución de lubricantes | I.G. | 97,79 | 100,00 | (24) | 244
Repsol Gas Portugal, Unipessoal, Lda. | Repsol Butano, S.A. | Portugal | Comercialización de GLP | I.G. | 97,79 | 100,00 | 67 | 3
Repsol Lubricantes y Especialidades, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Fabricación y comercialización de derivados del petróleo | I.G. | 97,79 | 100,00 | 97 | 5
Repsol Lubrificantes e Especialidades Brasil Participaçoes, Ltda. | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Brasil | Producción y comercialización de lubricantes | I.G. | 97,79 | 100,00 | 4 | 8
Repsol Marketing France, S.A.S.U. | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Francia | Comercialización de productos petrolíferos. | I.G. | 97,79 | 100,00 | — | —
Repsol Monti, S.r.l. (5) | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Portuguesa, Lda. | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Portugal | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,79 | 100,00 | 321 | 68
Repsol Services México, S.A. de C.V. | Repsol Downstream Internacional, S.A. | México | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 97,79 | 100,00 | 5 | 2
Servicios Logísticos de Combustibles de Aviación, S.L | Repsol Lubricantes y Especialidades, S.A. | España | Transporte de productos petrolíferos de aviación | P.E.(N.C.) | 48,85 | 50,00 | 12 | 2
Sociedade Abastecedora de Aeronaves, Ltda. | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Comercialización productos petrolíferos | P.E. | 24,45 | 25,00 | — | —
Societat Catalana de Petrolis, S.A.U. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,60 | 100,00 | 10 | 6
Solar 360 de Repsol y Movistar, S.L. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Desarrollo y comercialización de productos y/o servicios de autoconsumo fotovoltaico | P.E.(N.C.) | 48,89 | 50,00 | (3) | —
Solar 360 Soluciones de Instalación y Mantenimiento, S.L. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización, gestión y prestación de servicios relacionados con el equipamiento de autoconsumo fotovoltaico | P.E. | 47,92 | 49,00 | — | —
Solgas Distribuidora de Gas, S.L. | Repsol Butano, S.A. | España | Comercialización de GLP | I.G. | 97,79 | 100,00 | 1 | 1
Solred, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Gestión de medios de pago en Estaciones de Servicio | I.G. | 97,60 | 100,00 | 75 | 26
SPK Águila, S.L.U.(5) | Ekiluz Promoción S.L. | España | Proyecto fotovoltáico | I.G. | 97,79 | 100,00 | — | —
Terminales Canarios, S.L. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Almacenamiento y distribución de productos petrolíferos | P.E.(N.C.) | 48,80 | 50,00 | 13 | 10
United Oil Company Pte Ltd | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Singapur | Producción y distribución de lubricantes | P.E. | 39,12 | 40,00 | 17 | 4
WIB Advance Mobility, S.L. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Alquiler de vehículos compartidos en ciudad. | P.E.(N.C.) | 48,80 | 50,00 | 1 | —
GENERACION BAJA EN CARBONO |  |  |  |  |  |  |  |
Agrovolt 01 S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Alectoris Energía Sostenible 1, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 48 | —
Alectoris Energía Sostenible 3, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 43 | —
Aneto SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 3 | —
Araste SPV 2021, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Arco Energía 1, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 28 | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 104 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Arco Energía 2, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 24 | —
Arco Energía 3, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 25 | —
Arco Energía 4, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 16 | —
Arco Energía 5, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 15 | —
Arcos 400 Renovables, A.I.E. | Arco Energía 1, S.L.U. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 18,76 | 49,05 | 6 | 6
Baschenis S.r.l. (5) | PI Italy 2 S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Be.Na S.r.l (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G | 45,00 | 60,00 | — | —
Boalar Energías, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (3) | —
Boethia SAS (5) | Aneto SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
BPC Energy S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
CAL SAS (5) | Cinto SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (1) | —
CAL II SAS (5) | Aneto SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (2) | —
CAL III SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
CAL IV SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (1) | —
CAL V SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
CAL VI SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
CAL VII SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
CAL VIII SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco, S.L.U. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 4 | —
Cefiro Holdco 1, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 2, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (1) | —
Cefiro Holdco 3, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (1) | —
Cefiro Holdco 4, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 5, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 6, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 7, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 8, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 9, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 10, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 11, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cefiro Holdco 12, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cinto SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Clemer S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Corsica Optimum 2 SAS (5) | Volt B SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 3 | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 105 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Cyrasol Energia I S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cyrasol Energia III S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Cyrasol Energia IV S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Damien S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Desarrollo Eólico Las Majas VII, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 41 | —
Desarrollo Eólico Las Majas VIII, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Desarrollo Eólico Las Majas XIV, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Desarrollo Eólico Las Majas XV, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Desarrollo Eólico Las Majas XXVII, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Desarrollo Eólico Las Majas XXXI, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Desarrollos Eólicos El Saladar, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol US Renewables, LLC (5)(32) | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Energía Eólica Foque, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 3 | —
Energía Eólica La Mayor, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2 | —
Energía Eólica Timón, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2 | —
Energía Electrones, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Energía Célula, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Energías Renovables de Cilene, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Energías Renovables de Dione, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 22 | —
Energías Renovables de Gladiateur 18, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Energías Renovables de Hidra, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Energías Renovables de Kore, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Energías Renovables de Lisitea, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 28 | —
Energías Renovables de Polux, S.L.U, | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 8 | —
Eólica de Taltal, SpA | Repsol Chile, SpA | Chile | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 77 | 75
Eólica Montesinos, S.L.U. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 11 | —
ERNC LOA, SpA | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | P.E. | 37,50 | 100,00 | 6 | 6
Four Winds Investco, S.L.U. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa V, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 37 | —
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa VI, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 15 | —
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XI, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 38 | —
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XII, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 37 | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 106 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XIII, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 19 | —
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XIV, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 15 | —
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XVIII, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 13 | —
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XX, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 18 | —
Gemini Wind S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
Generación Eólica El Vedado, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 18 | —
Generación y Suministro de Energía, S.L. | Repsol Wind and Solar Spain, S.L.U.(25) | España | Producción de energía eléctrica y sociedad de cartera | I.G. | 38,25 | 51,00 | 505 | —
Georges S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Gimsan SPV 2021, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Giovanni S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Gruppo Visconti Turi S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
Gulf Coast Offshore Wind LLC. (5) | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Gustave S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Hecate Energy Frye Solar LLC | Repsol Renewables Development Company LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (78) | —
Hecate Energy Group, LLC | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Desarrollo de proyectos fotovoltaicos y de baterías para el almacenamiento de energía | P.E. | 30,00 | 40,00 | 48 | 52
Hecate Energy Longhorn Solar LLC | Repsol Renewables Development Company LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 5 | 5
Hecate Energy Outpost Solar LLC | Repsol Renewables Development Company LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 8 | 6
Hispánica de Desarrollos Energéticos Sostenibles, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. (33) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 79 | —
Iberen Renovables, S.A.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 7 | 4
Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 6 | —
Innea Project 2 SAS (5) | Cinto SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 1, S.L.U.(5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 2, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 3, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 4, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 5, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 6, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 8, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 9, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 10, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 11, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (1) | —
ISC Greenfield 13, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 17, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 107 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
ISC Greenfield 18, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 19, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 20, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 24, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
ISC Greenfield 25, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Jackson S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 4 | —
Jasper S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (2) | —
Jicarilla Solar 1 LLC | Jicarilla Solar 1 Holdings, LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 53 | —
Jicarilla Solar 1 Class B LLC (5) | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 71 | 71
Jicarilla Solar 1 Holdings LLC (5) | Jicarilla Solar 1 Class B LLC | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 71 | 71
Jicarilla Solar 2 LLC | Jicarilla Solar 2 Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 50 | —
Jicarilla Solar 2 Bond Purchaser LLC | Jicarilla Solar 2 LLC | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Jicarilla Solar 2 Holdings LLC | Jicarilla Solar 2 Class B LLC | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 35 | 32
Jicarilla Solar 2 Class B LLC | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 38 | 38
Jicarilla Storage 1 LLC | Jicarilla Solar 1 Holdings, LLC | Estados Unidos | Almacenamiento de energía | I.G. | 75,00 | 100,00 | 15 | —
Jicarilla Solar 1 Bond Purchaser LLC | Jicarilla Solar 1 LLC | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Jicarilla Storage 1 Bond Purchaser LLC | Jicarilla Storage 1 LLC | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Keith S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
KI 1 SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Lanas Servas SAS (5) | Aneto SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (5) | 5
LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. (5) (18) | Repsol Renovables, S.A. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 118 | —
LCG Renewables Energies France Limited (5) (19) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Reino Unido | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 69 | 1
LCG Sunproject Uno S.r.l. (5) (20) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Lorenzo S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Mafra Solar S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Michelangelo S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Natural Power Development, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Nesa Vento Galego 1, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Nesa Vento Galego 2, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Nesa Vento Galego 3, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
New Energy Viven S.r.l. (5) | PI Italy 2 S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2 | —
Nudo Manzanares 220 KV, A.I.E. | Tramperase, S.L. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 10,56 | 27,60 | 5 | —
Paolo S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Parque Eólico Antofagasta, SpA | Eólica de Taltal, SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | I.G. (37) | 75,00 | 100,00 | — | —
Parque Eólico Atacama SPA | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | P.E. | 37,50 | 100,00 | 21 | 21
Parque Eólico Valle de Iguña, S.L. (5) | Repsol Ureño, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Parque FV Centauro, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 108 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Parque FV Hercules, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Parque FV Orion, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Parque FV Taurus, S.L.U. (5) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Paul S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | (1) | —
PE Cabo Leones III SpA | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | P.E. | 37,50 | 100,00 | — | 4
PE Levante 4W, S.L.U. (5) | Four Winds Investco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
PE Mistral 4W, S.L.U. (5) | Four Winds Investco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
PE Tramontana, S.L.U. (5) | Four Winds Investco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
PI 1 SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
PI Italy S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. (36) | Italia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
PI Italy 2 S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. (36) | Italia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Pieter S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | —
Prejeance Industrial SAS (5) | LCG Renewables Energies France Limited | Francia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 23 | 4
Promotores Valle- Atalaya, A.I.E. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 19,50 | 26,00 | — | —
PV Aries S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
PV El Tomillar, S.L. (5) | Generación y Suministro de Energía S.L. (24) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 14 | —
PV Italy 008 S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
PV Sagittarius S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
PV Scorpio S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | 1
PV Taurus S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
PV Virgo S.r.l. (5) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Radira SPV 2021, S.L.U. (5) | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables Cerro Duran, S.L.(5) | Repsol Cerro Comitre, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables de la Bureba, S.L.(5) | Repsol Bureba, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables de Maials, S.L.(5) | Repsol Maials, S.L.U | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables de Olmedilla, S.L.(5) | Repsol Renovables Olmedilla, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables de Paramillos, S.L. (5) | Repsol Paramillos S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables de Velilla, S.L. (5) | Repsol Velilla, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables de Villarrobledo, S.L. (5) | Repsol Villarrobledo, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables Vientos del Solano, S.L.(5) | Repsol Vientos del Solano, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovables Arroyo de la Luz, S.L. (5) | Repsol Arroyo de la Luz, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Renovacyl, S.A. | Generación y Suministro de Energía S.L.(23) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00 | 20 | 1
Repsol Ala dei Sardi, S.r.l. (5) | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
Repsol Arroyo de la Luz, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Bureba, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 109 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Repsol Cerro Comitre, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Chile, SpA | Repsol Renovables, S.A. | Chile | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 172 | 183
Repsol Financiera Renovables, S.A. | Repsol Renovables, S.A. | España | Financiera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 20 | 15
Repsol Gaude S.r.l.(5) | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Generación de Ciclos Combinados, S.L.U. | Repsol, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 100,00 | 100,00 | 200 | 8
Repsol Generación Eléctrica, S.A. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 842 | 468
Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Repsol Chile, SpA | Chile | Sociedad de cartera | P.E. | 37,50 | 50,00 | 90 | 83
Repsol LCG Energies Italia S.r.l. (5) (21) | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2 | 3
Repsol Maials, S.L.U (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Montepuccio 1, S.r.l.(5) | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Montepuccio 2, S.r.l.(5) | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Nughedu S.R.L. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
Repsol Orria, S.r.l. (5) | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
Repsol Paramillos S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Puertollano Sunrise, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Renewables Development Company LLC | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 5 | 5
Lighthouse Renewable, Corp (31) | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Renewables Italia S.R.L. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Desarrollo de proyectos greenfield y producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 4 | 4
Repsol Renewables North America, Inc | Repsol Renovables, S.A. | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1.005 | —
Repsol Renovables Olmedilla, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Renovables, S.A. | Repsol, S.A. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 75,00 | 2.083 | 258
Repsol San Mauro S.R.L. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
Repsol Servicios Renovables, S.A. | Repsol Renovables, S.A. | España | Representante en el mercado eléctrico y prestación de servicios a empresas del Grupo | I.G. | 75,00 | 100,00 | 13 | 2
Repsol Ureño, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Uta S.R.L. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
Repsol Velilla, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Venosa S.R.L. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2 | 2
Repsol Vientos del Solano S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Villarrobledo, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Virgen de Peñarroya, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Repsol Wind and Solar Spain, S.L.U. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 244 | —
Set Colectora Valle, A.I.E. (5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 26,51 | 35,34 | — | —
Set Promotores Sax, A.I.E. | Repsol Renovables, S.A. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 12,87 | 17,15 | — | —
Sidney S.r.l. (5) | Jackson S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | 2 | —
Societa Agricola Edward S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Solar Antofagasta SpA | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | P.E. | 37,50 | 100,00 | 7 | 7

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 110 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Solar Elena SpA | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | P.E. | 37,50 | 100,00 | 62 | 62
Solar Fotovoltaica Villena, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Soluciones Tecnológicas de Energías Verdes, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Sunnprod SAS (5) | Aneto SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Tramperase, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 23 | —
Trillo Solar Fotovoltaica, S.L.U.(5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Trillo Solar Fotovoltaica 2, S.L.U.(5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Trillo Solar Fotovoltaica 3, S.L.U.(5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Trillo Solar Fotovoltaica 4, S.L.U.(5) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Valdesolar Hive, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00 | 31 | —
Vento Continuo Galego, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Vincent S.r.l. (5) | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Viveiro PE Galicia, S.L.U. (5) | Four Winds Investco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
VOLT SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
VOLT II SAS (5) | Cinto SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
VOLT III SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00 | — | —
Volt B SAS (5) | Prejeance Industrial SAS | Francia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | (1) | —
CORPORACIÓN |  |  |  |  |  |  |  |
Albatros, S.A.R.L. | Repsol, S.A. | Luxemburgo | Sociedad de cartera | I.G. | 100,00 | 100,00 | 8.346 | —
Begas Motor, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Fabricación, transformación y venta de vehículos a motor, fabricación de equipos eléctricos y electrónicos, piezas y accesorios para vehículos a motor. | P.E. | 17,12 | 17,12 | 1 | —
DACMa, GmbH (5) | Repsol Energy Ventures S.A. | Alemania | Desrrollo y comercialización tecnolgía para captura directa CO2 | P.E. | 10,00 | 10,00 | 1 | —
Ezzing Renewable Energies S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Desarrollo de proyecto fotovoltaico | P.E. | 24,03 | 24,03 | — | —
FEHI Holding, S.a.r.l. | Repsol Exploración, S.A.U. | Luxemburgo | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00 | 3.898 | 202
Finboot Ltd. | Repsol Energy Ventures, S.A. | Reino Unido | Uso de la tecnología Blockchain con foco para su aplicación en los sectores de la energía, retail y automoción | P.E. | 8,99 | 8,99 | — | —
Gaviota RE, S.A. (7) | Albatros, S.A.R.L. | Luxemburgo | Seguros y reaseguros. | I.G. | 100,00 | 100,00 | 525 | 1
Greenstone Assurance, Ltd. | Gaviota RE, S.A. | Bermudas | Seguros y reaseguros (11) | I.G. | 100,00 | 100,00 | — | 33
Nanogap Sub n-m Powder, S.A. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Desarrollo de nanopartículas y nanofibras para su aplicación en materiales, energía y biomedicina | P.E. | 8,99 | 8,99 | — | —
Net Zero Ventures, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Asesorar en materia de inversiones a la gestora de las dos Entidades de Capital Riesgo | P.E. | 50,00 | 50,00 | — | —
Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Repsol Technology and Ventures, S.L.U | España | Desarrollo de proyectos de nuevas energías | I.G. | 100,00 | 100,00 | 16 | 3
Repsol Exploration Advanced Services, A.G. | Repsol Exploración, S.A.U. | Suiza | Sociedad prestadora de servicios de recursos humanos | I.G. | 75,00 | 100,00 | 1 | 1
Repsol Europe Finance S.A.R.L. | Albatros, S.A.R.L. | Luxemburgo | Sociedad de cartera y financiera | I.G. | 100,00 | 100,00 | 6.864 | 4.198
Repsol Finance Brasil S.A.R.L. | Repsol Exploração Brasil Ltda. | Luxemburgo | Sociedad de cartera y financiera | I.G. | 100,00 | 100,00 | 1.076 | 4
Repsol Gestión de Divisa, S.L. | Repsol, S.A. | España | Financiera | I.G. | 100,00 | 100,00 | 129 | —

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 111 | Grupo Repsol

|  |  |  |  | Diciembre 2023
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | % | Millones de Euros
Método de conso. (1) | Part. Total Grupo | Part. Control (2) | Patrimonio Neto (3) | Capital Social (3)
Repsol International Finance, B.V. | Repsol, S.A. | Países Bajos | Financiera y tenencia de participaciones | I.G. | 100,00 | 100,00 | 704 | 301
Repsol Technology and Ventures, S.L.U | Repsol, S.A. | España | Sociedad de servicios compartidos | I.G. | 100,00 | 100,00 | 19 | —
Repsol Tesorería y Gestión Financiera, S.A. | Repsol, S.A. | España | Financiera | I.G. | 100,00 | 100,00 | 510 | —
OGCI Climate Investments LLP | Repsol Energy Ventures, S.A. | Reino Unido | Desarrollo de tecnología | P.E. | 9,09 | 9,09 | 53 | 55
Ovalo, S.a.r.l (5) | Albatros, S.A.R.L. | Luxemburgo | Financiera | I.G. | 100,00 | 100,00 | — | —
Perseo Biotechnology S.L.U. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Fabricación, distribución y venta de biocombustibles | P.E. | 24,99 | 24,99 | 1 | 2
Rocsole OY | Repsol Energy Ventures, S.A. | Finlandia | Desarrollo de tecnología | P.E. | 15,34 | 15,34 | — | —
Smarkia Energy, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Prestación de servicios de eficiencia energética sobre una plataforma Cloud | P.E. | 33,51 | 33,51 | 2 | —
Sunrgyze, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Desarrollo y escalado de tecnología de fotosíntesis artificial para la producción de hidrógeno | P.E. | 50,00 | 50,00 | — | —
Recreus Industries, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Distribución de productos derivados del petróleo | P.E. | 16,67 | 16,67 | — | —
Trovant Technology S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A. | España | Consultoría, asesoría y formación en el campo de la biotecnología con aplicaciones medioambientales. Actividades de investigación y desarrollo relacionadas con la aplicación y escalado de biotecnología medioambiental. | P.E. | 9,81 | 9,81 | — | —

(1) Método de consolidación:
I.G.: Integración global.
P.E.: Puesta en equivalencia. Los negocios conjuntos se identifican como "N.C.".
(2) Porcentaje correspondiente a la participación directa e indirecta de la sociedad matriz inmediatamente superior sobre la filial.
(3) Corresponde a los datos de Patrimonio Neto y Capital Social utilizados en el proceso de consolidación del Grupo, antes de los ajustes asociados a éste. Aquellas compañías cuya
moneda funcional no es el euro ha sido convertido al tipo de cambio de cierre. Los importes están redondeados (figuran como cero aquellos inferiores a medio millón de euros).
(4) Participaciones en operaciones conjuntas (ver Anexo IIB) que, estando articuladas a través de una Sociedad, este vehículo no limita sus derechos a los activos ni sus obligaciones
por los pasivos relacionados con el acuerdo.
(5) Sociedades incorporadas al Grupo Repsol en el ejercicio 2023 (ver Anexo IIC).
(6) Sociedad en proceso de liquidación.
(7) Esta sociedad posee participación minoritaria en la sociedad Everen Limited (5,03%), domiciliadas en Bermudas.
(8) Esta sociedad, constituida legalmente en Bahamas, está domiciliada fiscalmente en Reino Unido.
(9) Esta sociedad, constituida legalmente en Islas Virgenes Británicas, está domiciliada fiscalmente en Reino Unido.
(10) Esta sociedad, constituida legalmente en Barbados, está domiciliada fiscalmente en Países Bajos.
(11) Sociedad sin actividad.
(12) Los datos de Capital Social y Patrimonio Neto corresponden al 2022.
(13) El patrimonio neto se corresponde con el valor del subgrupo consolidado.
(14) Valor patrimonial incluido en su matriz.
(15) En diciembre el 22% que ostentaba Enerkem Spain Holding S.L.U se ha traspasado a Repsol Industrial Transformation S.L.U.
(16) Esta sociedad se denominaba anteriormente Repsol Lux E&P S.a.r.l. El cambio tuvo lugar en febrero 2023.
(17) Esta sociedad se denominaba anteriormente Tucan LNG S.a.r.l. El cambio tuvo lugar en junio 2023.
(18) Esta sociedad se denominaba anteriormente Asterion Energies, S.L. El cambio tuvo lugar en junio 2023.
(19) Esta sociedad se denominaba anteriormente Asterion Renewables France Limited. El cambio tuvo lugar en junio 2023.
(20) Esta sociedad se denominaba anteriormente Asterion Sunproject Uno S.r.l. El cambio tuvo lugar en junio 2023.
(21) Esta sociedad se denominaba anteriormente Asterion Energies Italia S.r.l. El cambio tuvo lugar en junio 2023.
(22) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Industrial Transformation. El cambio tuvo lugar en junio 2023.
(23) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Wind and Solar, S.L.U., el cambio tuvo lugar en noviembre 2023 y anteriormente la matriz fue Iberen Renovables, S.A., el
cambio tuvo lugar en junio 2023.
(24) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Wind and Solar, S.L.U., el cambio tuvo lugar en noviembre 2023 y anteriormente la matriz Eólica Montesinos, S.L., el cambio
tuvo lugar en junio 2023.
(25) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Renovables, S.A. El cambio tuvo lugar en junio 2023.
(26) La matriz de esta sociedad era anteriormente Talisman International (Luxembourg) S.a.r.l. El cambio tuvo lugar en junio 2023.
(27) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Upstream Inversiones, S.A. El cambio tuvo lugar en agosto 2023.
(28) En el proceso de disolución y liquidación de Repsol Oil & Gas Canada, Inc. la sociedad matriz cambió en septiembre 2023.
(29) En el proceso de disolución y liquidación de Repsol Oil & Gas Canada, Inc. la sociedad matriz cambió en octubre 2023.
(30) La matriz de esta sociedad era anteriormente Alba Emission Free Energy, S.A. El cambio tuvo lugar en octubre 2023.
(31) Esta sociedad se denominaba anteriormente Repsol Renewables Development Holdings Corp. El cambio tuvo lugar en julio 2023.
(32) Esta sociedad se denominaba anteriormente Dominicana Offshore Wind, LLC. El cambio tuvo lugar en agosto 2023.
(33) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Wind and Solar, S.L.U., el cambio tuvo lugar en noviembre 2023 y anteriormente la matriz Repsol Renovables, S.A, el cambio
tuvo lugar en junio 2023.
(34) La matriz de esta sociedad era anteriormente Talisman International Holding, BV, el cambio tuvo lugar en diciembre 2023.
(35) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Exploração Brasil, Ltda. el cambio tuvo lugar en diciembre 2023.
(36)La matriz de esta sociedad era anteriormente Prejeance Industrial SAS el cambio tuvo lugar en diciembre 2023.
(37) Esta sociedad ha cambiado de método de consolidación a raíz del aumento de participación de su matriz (Eólica de Taltal, SpA), de P.E. a I.G.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 112 | Grupo Repsol

Anexo IIB: Operaciones conjuntas del Grupo a 31 de diciembre de 2023
A continuación, se presentan las principales Operaciones Conjuntas (ver Nota 4.4) del Grupo Repsol (incluyendo aquellas en
las que se participa a través de un negocio conjunto) 58:

Nombre | Participación % (1) | Operador | Actividad (5)
UPSTREAM |  |  |
Argelia |  |  |
Bloque 405a | 35,00% | Pertamina | Desarrollo/Producción
Reggane Nord | 36,00% | Groupement Reggane Nord | Desarrollo/Producción
Australia (4) |  |  |
JPDA 06-105 PSC | 25,00% | ENI | En proceso de salida
Bolivia |  |  |
Arroyo Negro | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Boqueron | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Camiri | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Carohuaicho 8D | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Exploración
Cascabel | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Cobra | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Enconada | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Guairuy | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
La Peña-Tundy | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Los Penocos | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Los Sauces | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Caipipendi ( Margarita - Huacaya ) | 37,50% | Repsol | Desarrollo/Producción
Monteagudo | 39,67% | Repsol | Desarrollo/Producción
Palacios | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Patuju | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Puerto Palos | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Rio Grande | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
San Antonio - Sabalo | 24,17% | Petrobras | Desarrollo/Producción
San Alberto | 24,17% | Petrobras | Desarrollo/Producción
Sirari | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Vibora | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Yapacani | 48,33% | YPF B Andina, S.A | Desarrollo/Producción
Brasil (2) |  |  |
Albacora Leste | 6,00% | Petro Rio | Desarrollo/Producción
BM-C-33 (C-M-539) | 21,00% | Equinor | Desarrollo/Producción
BM-S-50 (S-M-623) Sagitario | 12,00% | Petrobras | Exploración
BM-S-9 Concesion Sapinhoá | 15,00% | Petrobras | Desarrollo/Producción
BM-S-9 PSC Sapinhoá | 15,00% | Petrobras | Desarrollo/Producción
BM-S-9A Lapa | 15,00% | Total | Desarrollo/Producción
C-M-821 | 50,00% | Repsol | Exploración
S-M-764 | 50,00% | Chevron | Exploración
Colombia |  |  |
CPO-9 - Akacias Production Area | 45,00% | Ecopetrol | Desarrollo/Producción
Caguan 5 | 50,00% | Frontera Energy | Exploración
Caguan 6 | 40,00% | Frontera Energy | Exploración
Catleya | 50,00% | Ecopetrol | Exploración
Chipirón | 8,75% | SierraCol | Desarrollo/Producción
CPE-8 | 50,00% | Repsol | Exploración
CPO-9 - Exploration Area | 45,00% | Ecopetrol | Exploración
Cravo Norte | 5,63% | SierraCol | Desarrollo/Producción
Cosecha | 17,50% | SierraCol | Desarrollo/Producción
Rondón | 4,38% | SierraCol | Desarrollo/Producción

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 113 | Grupo Repsol

58 Las operaciones conjuntas en el segmento Exploración y Producción incluyen los bloques de aquellas operaciones conjuntas en los que el
Grupo dispone de dominio minero para la exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos.

Nombre | Participación % (1) | Operador | Actividad (5)
España (4) |  |  |
Albatros | 82,00% | Repsol | En proceso de salida
Angula | 53,85% | Repsol | En proceso de salida
Boquerón | 61,95% | Repsol | En proceso de salida
Casablanca-Montanazo Unificado | 68,67% | Repsol | En proceso de salida
Casablanca No Unificado | 67,35% | Repsol | En proceso de salida
Montanazo D | 72,44% | Repsol | En proceso de salida
Rodaballo | 65,42% | Repsol | En proceso de salida
Barracuda | 60,21% | Repsol | En proceso de salida
Estados Unidos (3) |  |  |
Alaska |  |  |
Horseshoe Unit | 49,00% | Santos | Exploración
Pikka Unit | 49,00% | Santos | Desarrollo/Producción
Quokka | 44,77% | Santos | Exploración
Alignment Agreement Area | 49,00% | Santos | Exploración
Golfo de México |  |  |
Blacktip North - AC 335 | 50,00% | Llog | Exploración
Stingray | 20,00% | Shell | Exploración
Shenzy Unit | 28,00% | Woodside | Desarrollo/Producción
Blacktip | 50,00% | Llog | Exploración
Bobcat | 25,00% | Shell | Exploración
Buckshot | 50,00% | Llog | Exploración
Buckskin Unit | 22,50% | Llog | Desarrollo/Producción
Buckskin North | 22,50% | Llog | Exploración
Leon Unit | 50,00% | Llog | Desarrollo/Producción
Lucille | 25,00% | Shell | Exploración
Mocassin North | 50,00% | Llog | Exploración
Castile | 35,63% | Llog | Desarrollo/Producción
Monument | 20,00% | Beacon | Exploración
Mollerussa | 20,00% | Shell | Exploración
Noel | 50,00% | Llog | Exploración
Green Canyon 608 (Shenzi Unit) | 28,00% | Woodside | Desarrollo/Producción
Christmas Bay | 20,00% | Shell | Exploración
La Sal | 20,00% | Shell | Exploración
Vonnegut | 33,00% | Llog | Exploración
Steinbeck | 33,00% | Llog | Exploración
PHOBOS PROJECT | 50,00% | Llog | Exploración
DUNHARROW | 40,00% | Talos | Exploración
LEMO | 50,00% | Llog | Exploración
Sicily | 33,00% | Llog | Exploración
Monument Walker Ridge 314 | 20,00% | Beacon | Exploración
MONUMENT BLOCK 271 UNIT | 20,00% | Beacon | Exploración
Eagle Ford |  |  |
Eagle Ford Texas | 89,84% | Repsol | Desarrollo/Producción
Marcellus |  |  |
Marcellus New York (*) Exploration Unconventional | 99,71% | Repsol | Exploración
Marcellus New York | 86,19% | Repsol | Desarrollo/Producción
Marcellus Pennsylvania | 84,92% | Repsol | Desarrollo/Producción
Indonesia |  |  |
Corridor PSC | 24,00% | Medco | Desarrollo/Producción
South Sakakemang | 80,00% | Repsol | Exploración
Sakakemang | 45,00% | Repsol | Exploración
South East Jambi | 40,00% | Repsol | Exploración

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 114 | Grupo Repsol

Nombre | Participación % (1) | Operador | Actividad (5)
Libia |  |  |
NC115 Development | 20,00% | Akakus | Desarrollo/Producción
NC115 Exploration | 40,00% | Repsol | Exploración
NC186 Development | 16,00% | Akakus | Desarrollo/Producción
NC186 Exploration | 32,00% | Repsol | Exploración
México |  |  |
Bloque 9 | 50,00% | Eni | Exploración
Bloque 29 | 30,00% | Repsol | Exploración
Noruega |  |  |
PL 019 G | 61,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
PL 025 | 15,00% | Equinor | Desarrollo/Producción
PL 038C | 70,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
PL 052 | 27,00% | Equinor | Desarrollo/Producción
PL 092 | 7,65% | Equinor | Desarrollo/Producción
PL 120 | 11,00% | Equinor | Desarrollo/Producción
PL 120 CS | 11,00% | Equinor | Desarrollo/Producción
PL 121 | 7,65% | Equinor | Desarrollo/Producción
PL 187 | 15,00% | Equinor | Desarrollo/Producción
PL 316 | 55,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
PL 316B | 55,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
Perú |  |  |
Bloque 56 | 10,00% | Pluspetrol | Desarrollo/Producción
Bloque 57 | 53,84% | Repsol | Desarrollo/Producción
Bloque 88 | 10,00% | Pluspetrol | Desarrollo/Producción
Iraq (4) |  |  |
Topkhana | 80,00% | Repsol | En proceso de salida
Reino Unido |  |  |
P019 (22/17n) | 58,97% | Repsol | Desarrollo/Producción
P020 (22/18n) | 58,97% | Repsol | Desarrollo/Producción
P101 (13/24a Blake) | 67,71% | Repsol | Desarrollo/Producción
P111 (30/3a Blane Field) | 43,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P111 (30/3a Upper) | 30,49% | Repsol | Desarrollo/Producción
P185 (30/11b) | 60,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P185 (30/12b inc. Halley field) | 60,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P201 (16/21a) | 15,00% | Premier | Desarrollo/Producción
P201 (16/21d) | 15,00% | Premier | Desarrollo/Producción
P219 (16/13a) | 38,18% | Repsol | Desarrollo/Producción
P225 (16/27a- Contract Area 3 Andrew Field Area) | 9,86% | BP | Desarrollo/Producción
P225 (16/27a- Contract Area 3) | 26,48% | JX Nippon | Exploración
P240 (16/22a- non Arundel Area) | 36,98% | Repsol | Desarrollo/Producción
P249 (14/19n_F1- Claymore) | 92,48% | Repsol | Desarrollo/Producción
P291 (22/17s) | 58,97% | Repsol | Desarrollo/Producción
P291 (22/22a) | 58,97% | Repsol | Desarrollo/Producción
P291 (22/23a) | 58,97% | Repsol | Desarrollo/Producción
P292 (22/18a) | 58,97% | Repsol | Desarrollo/Producción
P297 (13/28a Ross) | 69,18% | Repsol | Desarrollo/Producción
P297 (13/28a) | 64,75% | Repsol | Desarrollo/Producción
P307 (13/29a Ross) | 69,18% | Repsol | Desarrollo/Producción
P307 (13/29a) | 71,67% | Repsol | Desarrollo/Producción
P324 (14/20b) | 50,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P344 (16/21b Rest of Block) | 60,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P344 (16/21b_F1*-Balmoral Field Area) | 15,80% | Premier | Desarrollo/Producción
P344 (16/21c*- Rest of block excluding Stirling) | 60,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P344 (16/21c_f1*) | 15,32% | Premier | Desarrollo/Producción
P344 (16/21c_f1*-Balmoral) | 15,80% | Premier | Desarrollo/Producción
P534 (98/06a-Wareham) | 5,00% | Perenco | Desarrollo/Producción

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 115 | Grupo Repsol

Nombre | Participación % (1) | Operador | Actividad (5)
P534 (98/06a-Wych Farm UOA) | 4,95% | Perenco | Desarrollo/Producción
P729 (13/29b - Blake Ext Non Skate_Devel.) | 80,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P729 (13/29b - Ross Unitised Field UUOA interests) | 69,18% | Repsol | Desarrollo/Producción
P729 (13/29b - Ross Field Area) | 80,00% | Repsol | Exploración
P810 (13/24b Blake Area) | 67,70% | Repsol | Desarrollo/Producción
P810 (13/24b North) | 69,18% | Repsol | Desarrollo/Producción
P973 (13/28c) | 69,18% | Repsol | Desarrollo/Producción
PL089 (SZ/8, SY/88b, SY/98a) | 5,00% | Perenco | Desarrollo/Producción
Trinidad y Tobago |  |  |
5B Manakin | 30,00% | BP | Desarrollo/Producción
East Block | 30,00% | BP | Desarrollo/Producción
S.E.C.C. Ibis | 10,80% | EOG | Desarrollo/Producción
West Block | 30,00% | BP | Desarrollo/Producción
Venezuela |  |  |
Barua Motatán | 40,00% | Petroquiriquire | Desarrollo/Producción
Carabobo | 11,00% | Petrocarabobo | Desarrollo/Producción
Cardon IV | 50,00% | Cardon IV | Desarrollo/Producción
Mene Grande | 40,00% | Petroquiriquire | Desarrollo/Producción
Quiriquire | 40,00% | Petroquiriquire | Desarrollo/Producción
Quiriquire Gas | 60,00% | Quiriquire Gas | Desarrollo/Producción
Yucal Placer Norte | 15,00% | Ypergas | Desarrollo/Producción
Yucal Placer Sur | 15,00% | Ypergas | Desarrollo/Producción
INDUSTRIAL |  |  |
España |  |  |
Asfaltos Españoles, S.A. | 50,00% | Repsol | Asfaltos
Iberian Lube Base Oils Company, S.A. | 30,00% | SK Lubricants | Lubricantes y Especialidades
Remolcadores Portuarios de Tarragona, S.L. | 38,00% | Remolques y Navegación, S.A. | Servicios marítimos

(1) Corresponde a la participación que tiene la Sociedad del Grupo en el Acuerdo Conjunto.
(2) El 26 de enero de 2023 la empresa PetroRio ha comprado la partipación de Petrobras, reemplazándola como operador de Albacora Leste.
(3) Los derechos sobre el dominio minero en Estados Unidos se articulan sobre un gran número de acuerdos de Operación Conjunta (o JOA “Joint Operating
Agreements”). Se han agrupado en función de áreas geográficas y participación de Repsol.
(4) Países en proceso de salida.
(5) En aquellos casos en los que la actividad es de Desarrollo/Producción hay al menos un activo donde se ha tomado la decisión final de inversión (FID). Sin
embargo, puede haber áreas con actividad de exploración, o de abandono.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 116 | Grupo Repsol

Anexo IIC: Principales variaciones del perímetro del Grupo en 2023
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2023
a) Combinaciones de negocios u otras adquisiciones o aumento de participación en entidades dependientes, negocios
conjuntos y/o inversiones en asociadas:

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2023
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
Repsol Eagle Ford North LLC. | Estados Unidos | Repsol Oil & Gas USA, LLC. | Adquisición | enero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Energía Eólica Foque, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Energía Eólica La Mayor, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Energía Eólica Timón, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Energía Electrones, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Energía Célula, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Jicarilla Solar 1 Class B LLC | Estados Unidos | Repsol Renewables North America, Inc | Constitución | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Jicarilla Solar 1 Holdings LLC | Estados Unidos | Jicarilla Solar 1 Class B LLC | Constitución | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Begas Motor, S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A. | Aumento part | febrero-23 | P.E. | 0,01% | 17,12%
Asterion Energies, S.L. (3) | España | Repsol Renovables, S.A. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Agrovolt 01 S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Asterion Energies Italia S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Asterion Renewables France Limited (3) | Reino Unido | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Asterion Energies Sunproject Uno S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco, S.L.U. (3) | España | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Eólica Montesinos, S.L.U. (3) | España | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Four Winds Investco, S.L.U. (3) | España | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Gemini Wind S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Gruppo Visconti Turi S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. (3) | España | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Mafra Solar S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PV Aries S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PV Italy 008 S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PV Sagittarius S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PV Scorpio S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PV Taurus S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PV Virgo S.r.l. (3) | Italia | Asterion Energies, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Araste SPV 2021, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 1, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 2, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 3, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 4, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 5, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 6, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 7, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 8, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 117 | Grupo Repsol

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2023
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
Cefiro Holdco 9, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 10, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 11, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cefiro Holdco 12, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Gimsan SPV 2021, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Radira SPV 2021, S.L.U. (3) | España | Cefiro Holdco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 1, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 2, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 3, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 4, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 5, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 6, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 8, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 9, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 10, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 11, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 13, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 17, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 18, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 19, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 20, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 24, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ISC Greenfield 25, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Parque FV Centauro, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Parque FV Hercules, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Parque FV Orion, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Parque FV Taurus, S.L.U. (3) | España | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PE Levante 4W, S.L.U. (3) | España | Four Winds Investco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PE Mistral 4W, S.L.U. (3) | España | Four Winds Investco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PE Tramontana, S.L.U. (3) | España | Four Winds Investco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Viveiro PE Galicia, S.L.U. (3) | España | Four Winds Investco, S.L.U. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PV El Tomillar, S.L. (3) | España | Eólica Montesinos, S.L. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Prejeance Industrial SAS (3) | Francia | Asterion Renewables France Limited | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Aneto SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL III SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL IV SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL V SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL VI SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 118 | Grupo Repsol

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2023
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
CAL VII SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL VIII SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cinto SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
KI 1 SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PI 1 SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PI Italy S.r.l. (3) | Italia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
PI Italy 2 S.r.l. (3) | Italia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
VOLT SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
VOLT III SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Volt B SAS (3) | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Boethia SAS (3) | Francia | Aneto SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL II SAS (3) | Francia | Aneto SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Lanas Servas SAS (3) | Francia | Aneto SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Sunnprod SAS (3) | Francia | Aneto SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL SAS (3) | Francia | Cinto SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Innea Project 2 SAS (3) | Francia | Cinto SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
VOLT II SAS (3) | Francia | Cinto SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Sidney S.r.l. (3) | Italia | Jackson S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
BPC Energy S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Clemer S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cyrasol Energia I S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cyrasol Energia III S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cyrasol Energia IV S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Damien S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Georges S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Giovanni S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Gustave S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Jackson S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Jasper S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Keith S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Lorenzo S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Michelangelo S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Paolo S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Paul S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Pieter S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Societa Agricola Edward S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Vincent S.r.l. (3) | Italia | PI Italy S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Baschenis S.r.l. (3) | Italia | PI Italy 2 S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 119 | Grupo Repsol

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2023
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
New Energy Viven S.r.l. (3) | Italia | PI Italy 2 S.r.l. | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Corsica Optimum 2 SAS (3) | Francia | Volt B SAS | Adquisición | febrero-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Ala dei Sardi, S.r.l. | Italia | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | marzo-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Monti, S.r.l. | Italia | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | marzo-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Orria, S.r.l. | Italia | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | marzo-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Biscay Eco Aggregates, S.L. | España | Alba Emission Free Energy, S.A. | Constitución | marzo-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Biscay Pyrolytic Ecofuels, S.L. | España | Alba Emission Free Energy, S.A. | Constitución | marzo-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Remolcadores Puerto A Coruña, A.I.E. | España | Repsol Petróleo, S.A. | Constitución | marzo-23 | I.P. | 60,00% | 60,00%
Dominicana Offshore Wind LLC. | Estados Unidos | Repsol Renewables North America, Inc | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Gulf Coast Offshore Wind LLC. | Estados Unidos | Repsol Renewables North America, Inc | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Arroyo de la Luz, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Bureba, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Cerro Comitre, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Maials, S.L.U | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Paramillos S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Renovables Olmedilla, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Ureño, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Velilla, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Vientos del Solano S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Villarrobledo, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | abril-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Eólica de Taltal, SpA | Chile | Repsol Chile, SpA | Aumento part | mayo-23 | P.E. | 35,00% | 50,00%
Societat Catalana de Petrolis, S.A.U. | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Aumento part | mayo-23 | I.G. | 5,06% | 100,00%
Repsol Puertollano Sunrise, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | mayo-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Virgen de Peñarroya, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | mayo-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Promotores Valle- Atalaya, A.I.E. | España | Repsol Renovables, S.A. | Adquisición | mayo-23 | P.E. | 26,00% | 26,00%
Repsol Wind and Solar Spain, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | junio-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Set Colectora Valle, A.I.E. | España | Repsol Renovables, S.A. | Adquisición | junio-23 | P.E. | 35,34% | 35,34%
Pacific Compass, LLC | Estados Unidos | Repsol E&P USA, LLC | Constitución | junio-23 | P.E.(N.C.) | 49,00% | 49,00%
Eólica de Taltal, SpA | Chile | Repsol Chile, SpA | Aumento part | julio-23 | I.G. (4) | 50,00% | 100,00%
Cide HCEnergía, S.A. | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Adquisición | julio-23 | P.E. | 50,01% | 50,01%
Comercializador de Referencia Energético, S.L.U. | España | Cide HCenergía, S.A. | Adquisición | julio-23 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Tucan LNG S.a.r.l. | Luxemburgo | Repsol Industrial Transformation, S.L | Constitución | agosto-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Trillo Solar Fotovoltaica, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | septiembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Trillo Solar Fotovoltaica 2, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | septiembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Trillo Solar Fotovoltaica 3, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | septiembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Trillo Solar Fotovoltaica 4, S.L.U. | España | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | septiembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Gaude S.r.l. | Italia | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | septiembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 120 | Grupo Repsol

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2023
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
Repsol Montepuccio 1, S.r.l. | Italia | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | septiembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Montepuccio 2, S.r.l. | Italia | Repsol Renovables, S.A. | Constitución | septiembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Synkedia Biscay, AIE | España | Alba Emission free Energy, S.A. | Constitución | septiembre-23 | P.E.(N.C.) | 50,00% | 50,00%
Repsol Sinopec Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Repsol Upstream BV (6) | Aumento part | octubre-23 | I.G. (5) | 49,00% | 100,00%
DACMa, GmbH | Alemania | Repsol Energy Ventures S.A. | Adquisición | octubre-23 | P.E. | 10,00% | 10,00%
Be.Na S.r.l | Italia | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Adquisición | noviembre-23 | I.G. | 60,00% | 60,00%
Renovables Vientos del Solano, S.L. | España | Repsol Vientos del Solano S.L.U. | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Renovables Arroyo de la Luz, S.L. | España | Repsol Arroyo de la Luz, S.L.U. | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Renovables Cerro Duran, S.L. | España | Repsol Cerro Comitre, S.L.U. | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Renovables de Olmedilla, S.L. | España | Repsol Renovables Olmedilla, S.L.U. | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Renovables de Villarrobledo, S.L. | España | Repsol Villarrobledo, S.L.U. | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Renovables de Paramillos, S.L. | España | Repsol Paramillos S.L.U. | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Renovables de Velilla, S.L. | España | Repsol Velilla, S.L.U. | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Renovables de Maials, S.L. | España | Repsol Maials, S.L.U | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Renovables de la Bureba, S.L. | España | Repsol Bureba, S.L.U. | Constitución | noviembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Ekiluz Energía Comercializadora, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Aumento part | noviembre-23 | I.G. (4) | 51,00% | 100,00%
Ekiluz Promoción, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Aumento part | noviembre-23 | I.G. (4) | 51,00% | 100,00%
Finboot Ltd. | Reino Unido | Repsol Energy Ventures, S.A. | Aumento part | noviembre-23 | P.E. | 8,54% | 8,99%
Ovalo, S.a.r.l | Luxemburgo | Albatros, S.A.R.L. | Constitución | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
SPK Águila, S.L.U. | España | Ekiluz Promoción S.L. | Adquisición | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Parque Eólico Valle de Iguña, S.L. | España | Repsol Ureño, S.L.U. | Constitución | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
MUVEXT, S.A | Portugal | Repsol Portuguesa, Lda | Adquisición | diciembre-23 | P.E. | 72,83% | 72,83%
Repsol Earth Solutions USA, LLC | Estados Unidos | Repsol Oil & Gas Holding USA, Inc | Constitución | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Ibero Waste Trading S.L. | España | Repsol Industrial Transformación S.L.U. | Adquisición | diciembre-23 | P.E.(N.C.) | 55,00% | 55,00%
Gestión de Puntos de Venta, Gespevesa, S.A. | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Aumento part | diciembre-23 | I.G. (5) | 50,00% | 95,00%
Gaolania Servicios, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Aumento part | diciembre-23 | I.G. (4) | 20,00% | 90,00%

(1) Método de consolidación:
I.G.: Integración global.
P.E.: Puesta en equivalencia. Los negocios conjuntos se identifican como “N.C.”
(2) Corresponde al porcentaje de participación patrimonial en la sociedad adquirida.
(3) Forma parte del grupo Asterion Energies, adquirido en el primer trimestre de 2023.
(4) Esta sociedad ha cambiado de método de consolidación a raíz del aumento de participación, de P.E. a I.G.
(5) Esta sociedad ha cambiado de método de consolidación a raíz del aumento de participación, de P.E.(N.C) a I.G.
(6) En diciembre se ha traspasado el 49% de Repsol Upstream B.V. a Talisman Colombia Holdco, Lt.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 121 | Grupo Repsol

b) Disminución de participaciones en entidades dependientes, negocios conjuntos y/o inversiones en asociadas u otras
operaciones de naturaleza similar:

Nombre |  |  |  |  | 2023
País | Sociedad Matriz | Concepto | Fecha | Método de consolidación (1) | % derechos de voto enajenados o dados de baja | % derechos de voto totales tras la enajenación
Ampere Power Energy, S.L. | España | Repsol Energy Ventures S.A. | Enajenación | enero-23 | P.E. | 7,33% | —%
Repsol Exploración Atlas, S.A. | Bolivia | Repsol E&P Bolivia, S.A. | Absorción | enero-23 | I.G. | 100,00% | —%
Enerkem Inc. | Canadá | Repsol Química, S.A. | Disminución part | febrero-23 | P.E. | 0,05% | 14,15%
Repsol E&P S.a.r.l. (2) | Luxembur go | Repsol Upstream B.V. | Disminución part | marzo-23 | I.G. | 25,00% | 75,00%
504744 Alberta, Ltd. (7) | Canadá | Repsol Canada Energy Partnership | Disolución | julio-23 | I.G. | 100,00% | —%
8441251 Canada, Ltd. (7) | Canadá | Repsol Oil & Gas Canada, Inc. | Disolución | julio-23 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Alberta Shale Partnership (7) | Canadá | Repsol Oil & Gas Canada, Inc. | Disolución | julio-23 | I.G. | 100,00% | —%
Belmont Technology Inc. | Estados Unidos | Repsol Energy Ventures, S.A. | Disolución | julio-23 | P.E | 12,90 % | —%
Repsol Upstream Inversiones, S.A. (3) | España | Repsol E&P S.a.r.l. | Absorción | agosto-23 | I.G. | 100,00 % | 0,00%
Enerkem Inc. | Canadá | Repsol Química, S.A. | Disminución part | septiembre-23 | P.E. | 0,03% | 14,12%
Repsol Canada Energy Partnership (6) | Canadá | Repsol Oil & Gas Canada, Inc. | Enajenación | octubre-23 | I.G. | 100,00% | —%
7308051 Canada, Ltd. (7) | Canadá | Repsol Oil & Gas Canada, Inc. | Disolución | octubre-23 | I.G. | 100,00% | —%
Generación y Suministro de Energía, S.L.U | España | Repsol Wind and Solar Spain, S.L.U. | Disminución part | noviembre-23 | I.G. | 49,00% | 51,00%
Ekiprojects Construcción y O&M, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Enajenación | noviembre-23 | P.E. | 49,00% | —%
Repsol Mar de Cortés, S.A. de C.V. | Mexico | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Enajenación | noviembre-23 | P.E.(N.C.) | 50,00% | —%
Repsol Mar de Cortés Estaciones de Servicio, S.A. de C.V. | Mexico | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Enajenación | noviembre-23 | P.E.(N.C.) | 50,00% | —%
Combustibles Sureños, S.A. de C.V. | Mexico | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Enajenación | noviembre-23 | P.E.(N.C.) | 50,00% | —%
Estación de Servicio Bahía Asunción, S.A. de C.V. | Mexico | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Enajenación | noviembre-23 | P.E.(N.C.) | 50,00% | —%
Palmira Market, S.A. de C.V. | Mexico | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Enajenación | noviembre-23 | P.E.(N.C.) | 50,00% | —%
Gutsa Servicios, S.A. de C.V. | Mexico | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Enajenación | noviembre-23 | P.E.(N.C.) | 50,00% | —%
Autoservicio Sargento, S.A. de C.V. | Mexico | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Enajenación | noviembre-23 | P.E.(N.C.) | 50,00% | —%
Enerkem Inc. | Canadá | Repsol Química, S.A. | Disminución part | diciembre-23 | P.E. | 0,01% | 14,11%
Salamanca Infrastructure, LLC | Estados Unidos | Repsol Salamanca Midstream, LLC | Disminución part | diciembre-23 | P.E | 20,00% | 2,50%
Repsol Oil & Gas Canada, Inc. (7) | Canadá | Repsol Exploración, S.A.U. | Disolución | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Exploración Karabashsky, B.V. | Países Bajos | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | Disolución | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | —%
Talisman International Holdings, B.V. | Países Bajos | Repsol Exploración, S.A.U. | Disolución | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | —%
Talisman Vietnam 146-147, B.V. | Países Bajos | Repsol Greece Ionian, S.L.U. | Disolución | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | —%
Talisman International (Luxembourg), S.a.r.l. (4) | Luxembur go | Repsol Exploración, S.A.U. | Absorción | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | —%
Energy Express, S.L.U.(5) | España | Societat Catalana de Petrolis, S.A. | Absorción | diciembre-23 | I.G. | 100,00% | —%

(1) Método de consolidación:
I.G.: Integración global.
P.E.: Puesta en equivalencia. Los negocios conjuntos se identifican como “N.C.”
(2) Sociedad anteriormente denominada Repsol Lux E&P S.a.r.l. Cambio en febrero 2023.
(3) Absorbida por Repsol Exploración, S.A.
(4) Absorbida por FEHI Holding, S.a.r.l
(5) Absorbida por Sociedad Catalana de Petrolis S.A.
(6) Sociedad transmitida a terceros en el contexto del proceso de finalización de las actividades del negocio de Exploración y Producción en Canadá.
(7) Sociedad extinguida en el contexto del proceso de finalización de las actividades del negocio de Exploración y Producción en Canadá.

Estados Financieros |  | Información general |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Activos y pasivos no corrientes |  | Activos y pasivos corrientes |  | Resultados |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Cuentas Anuales 2023 | 122 | Grupo Repsol

Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2022
a) Combinaciones de negocios u otras adquisiciones o aumento de participación en entidades dependientes, negocios
conjuntos y/o inversiones en asociadas:

Nombre |  |  | Concepto |  | Fecha |  | 2022
País | Sociedad Matriz |  |  | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición(2)
Repsol Shale Oil & Gas LLC | Estados Unidos | Repsol E&P USA Holdings Inc | Constitución |  | enero-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Jicarilla Solar 2 Holdings LLC | Estados Unidos | Jicarilla Solar 2 Class B LLC | Constitución |  | febrero-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Jicarilla Solar 2 Class B LLC | Estados Unidos | Repsol Renewables North America, Inc | Constitución |  | febrero-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Medusa Alternativas Suministro Eléctrico, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. (3) | Adquisición |  | febrero-22 |  | P.E. | 33,00 % | 33,00 %
Jicarilla Solar 1 LLC | Estados Unidos | Repsol Renewables Development Company LLC | Adquisición |  | marzo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Jicarilla Storage 1 LLC | Estados Unidos | Repsol Renewables Development Company LLC | Adquisición |  | marzo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Jicarilla Solar 1 Bond Purchaser LLC | Estados Unidos | Jicarilla Solar 1 LLC | Adquisición |  | marzo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Jicarilla Storage Bond Purchaser LLC | Estados Unidos | Jicarilla Storage 1 LLC | Adquisición |  | marzo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Enerkem Inc. | Canadá | Repsol Química, S.A. | Adquisición |  | marzo-22 |  | P.E. | 14,21 % | 14,21 %
Hecate Energy Frye Solar LLC | Estados Unidos | Repsol Renewables Development Company LLC | Adquisición |  | abril-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Repsol Renewables Italia S.R.L. | Italia | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Constitución |  | mayo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Repsol Nughedu S.R.L. | Italia | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Constitución |  | mayo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Repsol Uta S.R.L. | Italia | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Constitución |  | mayo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Repsol Venosa S.R.L. | Italia | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Constitución |  | mayo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Repsol San Mauro S.R.L. | Italia | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Constitución |  | mayo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Repsol Salamanca Midstream, LLC | Estados Unidos | Repsol Oil & Gas Gulf of México, LLC | Constitución |  | mayo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Salamanca Infrastructure, LLC | Estados Unidos | Repsol Salamanca Midstream, LLC | Constitución |  | mayo-22 |  | P.E. | 22,50 % | 22,50 %
Basque Hydrogen, S.L | España | Alba Emission free Energy, SA | Constitución |  | mayo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Repsol Financiera Renovables, S.A | España | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Constitución |  | mayo-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Ampere Power Energy S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A. | Aumento part |  | mayo-22 |  | P.E. | 0,46 % | 7,10 %
Arcos 400 Renovables, A.I.E. | España | Arco Energía 1, S.L.U. | Adquisición |  | junio-22 |  | P.E. | 49,05 % | 49,05 %
Nesa Vento Galego 1, S.L. | España | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Adquisición |  | junio-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Nesa Vento Galego 2, S.L. | España | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Adquisición |  | junio-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Nesa Vento Galego 3, S.L. | España | Repsol Renovables, S.A.U. (4) | Adquisición |  | junio-22 |  | I.G. | 100,00 % | 100,00 %
Solar 360 de Repsol y Movistar, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. (3) | Adquisición |  | junio-22 |  | P.E. (N.C.) | 50,00 % | 50,00 %

(1) Método de consolidación:
I.G.: Integración global.
P.E.: Puesta en equivalencia. Los negocios conjuntos se identifican como “N.C.”.
(2) Corresponde al porcentaje de participación patrimonial en la sociedad adquirida.

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Cuentas Anuales 2023 | 123 | Grupo Repsol

b) Disminución de participaciones en entidades dependientes, negocios conjuntos y/o inversiones en asociadas u otras
operaciones de naturaleza similar:

|  |  |  |  |  |  | 2022
Nombre | País | Sociedad Matriz | Concepto |  | Fecha |  | Método de consolidación (1) |  | % derechos de voto enajenados o dados de baja |  | % derechos de voto totales tras la enajenación
Nanogap Sub N-M Powder | España | Repsol Energy Ventures S.A. | Disminución part. |  | enero-22 |  | P.E. |  | 2,67 % |  | 9,85%
Repsol Oil & Gas Malaysia (PM3), Ltd. | Barbados | Fortuna International Petroleum Corporation | Enajenación |  | enero-22 |  | I.G. |  | 100,00 % |  | — %
Repsol Oil & Gas Malaysia, Ltd. | Barbados | Fortuna International Petroleum Corporation | Enajenación |  | enero-22 |  | I.G. |  | 100,00 % |  | —%
Fortuna International Petroleum Corporation | Barbados | Repsol Exploración, S.A. | Enajenación |  | enero-22 |  | I.G. |  | 100,00 % |  | — %
Talisman Vietnam, Ltd. | Barbados | Fortuna International Petroleum Corporation | Enajenación |  | enero-22 |  | I.G. |  | 100,00 % |  | — %
Repsol Ecuador, S.A. | España | Repsol Exploración, S.A. | Enajenación |  | enero-22 |  | I.G. |  | 98,36 % |  | — %
JSC Eurotek - Yugra | Rusia | Repsol Exploración Karabashsky, B.V. | Enajenación |  | enero-22 |  | P.E. (N.C.) |  | 67,40 % |  | — %
ASB GEO | Rusia | Repsol Exploración, S.A. | Enajenación |  | febrero-22 |  | P.E. (N.C.) |  | 50,01 % |  | 0,00 %
Valdesolar Hive, S.L. | España | Repsol Renovables, S.A.U. | Disminución part |  | marzo-22 |  | I.G. |  | 49,00 % |  | 51,00 %
Nanogap Therapeutics, S.L.U. | España | Nanogap Sub n-m Powder, S.A. | Disminución part |  | mayo-22 |  | P.E. |  | 36,77 % |  | 63,23 %
Sorbwater Technology A.S | Noruega | Repsol Energy Ventures, S.A. | Enajenación |  | mayo-22 |  | P.E. |  | 30,78 % |  | —%
Talisman (Sumatra), Ltd. | Canadá | Repsol Oil & Gas Canada, Inc. | Disolución |  | mayo-22 |  | I.G. |  | 100,00 % |  | —%
Begas Motor, S.L. | España | Repsol Energy Ventures S.A. | Disminución part |  | junio-22 |  | P.E. |  | 1,79 % |  | 17,12%
Gestión Activa de Pedidos S.L. | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Enajenación |  | julio-22 |  | I.G. |  | 100,00 % |  | —%
Ezzing Renewable Energies S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A. | Disminución part |  | agosto-22 |  | P.E. |  | 0,29 % |  | 24,03%
Basque Hydrogen, S.L | España | Alba Emission free Energy, SA | Disminución part |  | agosto-22 |  | P.E. (N.C.) (2) |  | 49,00 % |  | 51,00%
Nanogap Sub n-m Powder, S.A. | España | Repsol Energy Ventures, S.A. | Disminución part |  | agosto-22 |  | P.E. |  | 0,90 % |  | 8,95%
Tramperase, S.L. | España | Repsol Renovables, S.A.U. | Disminución part |  | agosto-22 |  | I.G. |  | 49,00 % |  | 51,00%
Net Zero Ventures, S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A. | Disminución part |  | septiembre-2 2 |  | P.E. (2) |  | 50,00 % |  | 50,00%
Repsol Renovables, S.A.U | España | Repsol, S.A. | Disminución part |  | septiembre-2 2 |  | I.G. |  | 25,00 % |  | 75,00%
Enerkem Inc. | Canadá | Repsol Química, S.A. | Disminución part |  | noviembre-2 2 |  | P.E. |  | 0,01 % |  | 14,20%
Caiageste - Gestâo de Areas de Serviço, Ltda. | Portugal | GESPOST | Disolución |  | diciembre-22 |  | P.E. |  | 50,00 % |  | —%
Talisman Vietnam 07/03, B.V. | Países Bajos | Repsol Greece Ionian, S.L. | Disolución |  | diciembre-22 |  | I.G. |  | 100,00 % |  | —%
Talisman Vietnam 135-136, B.V. | Vietnam | Repsol Greece Ionian, S.L. | Disolución |  | diciembre-22 |  | I.G. |  | 100,00 % |  | —%

(1) Método de consolidación:
I.G.: Integración global.
P.E.: Puesta en equivalencia. Los negocios conjuntos se identifican como “N.C.”.

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Cuentas Anuales 2023 | 124 | Grupo Repsol

Anexo III: Marco regulatorio
Las actividades de Repsol, S.A. y sus sociedades participadas se
encuentran sujetas a una amplia regulación, cuyos aspectos principales se
describen a lo largo de esta nota. Destaca la regulación relacionada con el
cambio climático y la descarbonización de la economía, cuyo marco
general se describe a continuación y los impactos sobre la actividad de los
negocios a lo largo del Anexo en la descripción por geografías.
Cambio climático
Tras el Acuerdo de París, los compromisos asumidos por las partes
firmantes en sus respectivos "National Determined Contribution", han
tenido un impacto importante en el desarrollo de nuevas políticas
climáticas y en la aprobación de nueva normativa.
Unión Europea
La Unión Europea (UE) también firmante del Acuerdo, asumió el
compromiso de neutralidad climática para 2050. A tal fin, la Comisión
Europea presentó en diciembre 2019 "The European Green Deal" (Pacto
Verde europeo) que constituye la estrategia de crecimiento de la UE, y que
aspira a la transformación total de la economía europea, destacando: (i)
Ley del Clima europea que entró en vigor el 29 de julio de 2021, donde se
incluye un objetivo jurídicamente vinculante de cero emisiones netas de
gases de efecto invernadero de aquí a 2050, y (ii) el paquete de propuestas
"Fit for 55" presentado en julio de 2021 a fin de reducir las emisiones de
gases de efecto invernadero en 2030 en al menos el 55% con respecto a
niveles de 1990.
El 8 de marzo de 2022 se publicó la comunicación RePowerEU (acción
europea conjunta por una energía más asequible, segura y sostenible) y el
18 de mayo de 2022 el RePowerEU Plan. El plan busca reducir la
dependencia de los combustibles fósiles de Rusia y acelerar la transición
verde a 2030. El plan se focaliza en diversificar las fuentes de energía,
acelerar la transición verde y las energías renovables, incentivar el ahorro
de energía, también establece medidas de inversión adicionales a las
previstas en el Fit for 55. Estas propuestas están interconectadas
alcanzando una variedad de áreas políticas y sectores económicos.
En particular y dentro del paquete de propuestas "Fit for 55", destacamos
que el 18 de octubre de 2023 fue publicado el Reglamento (UE) 2023/2405
del Parlamento Europeo y del Consejo, relativo a la garantía de unas
condiciones de competencia equitativas para un transporte aéreo
sostenible (ReFuelEU Aviation) con el fin de establecer normas
armonizadas sobre la utilización y el suministro de combustibles de
aviación sostenibles, aplicable (entre otros) a los proveedores de
combustibles de aviación.
España
En España, el “Marco Estratégico de Energía y Clima” incluye como pilares
fundamentales: (i) el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima
(actualmente en revisión de conformidad con el Reglamento (UE)
2018/1999), (ii) la Estrategia para una transición justa, y (iii) la Ley 7/2021
de 20 de mayo de Cambio Climático y Transición Energética, donde se
establecen, a nivel de país, objetivos mínimos de reducción de emisiones
de gases de efecto invernadero, de penetración de energías renovables y de
mejora de eficiencia energética para el año 2030 con el compromiso de
alcanzar la neutralidad climática antes del 2050 o en el plazo más corto
posible.
España
Legislación básica
España cuenta con una legislación de la Industria del Petróleo de carácter
liberalizador cuyo exponente es la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector
de Hidrocarburos (“LSH”), modificada por distintas disposiciones
ulteriores.
La Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible, modificó la Ley del
Sector de Hidrocarburos, estableciendo pautas para la planificación
energética vinculante bajo criterios que contribuyan a crear un sistema
energético, seguro, eficiente, sostenible económicamente y respetuoso con
el medioambiente.
La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia (la "CNMC"), creó un “macro-organismo” que
asume las funciones de supervisión y control de los mercados regulados,
supervisados previamente por varias Comisiones Nacionales entre ellas las
de Energía y Competencia.
El Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, adecua las competencias de la
CNMC a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación con
las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del
Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado
interior de la electricidad y del gas natural.
Régimen de control de concentraciones en el sector de la energía
La citada Ley 3/2013 modificó el régimen de control de las operaciones
empresariales en el sector de la energía, asignándose su ejercicio al
Ministerio para la Transición Ecológica y el reto Demográfico (MITERD).
Se diseña un régimen de control ex post en la realización de ciertas
operaciones, bien mediante la obligación del adquirente de comunicar la
realización de dichas operaciones al MITERD, bien mediante la imposición
de condiciones sobre la actividad de las sociedades adquiridas, siempre
que estuviese amenazado el suministro energético en España.
Este control comprende, además de los sectores eléctrico y gasista, al de
los hidrocarburos líquidos, incluyendo aquellas sociedades que desarrollen
actividades de refino, transporte por oleoductos y almacenamiento de
productos petrolíferos, o sean titulares de dichos activos, los cuales
adquieren la condición de activos estratégicos.
Operadores principales y dominantes
El Real Decreto-ley 5/2005, de 11 de marzo, atribuyó a la Comisión
Nacional de la Energía, ahora CNMC, la obligación de publicar la lista de
operadores principales y de operadores dominantes en cada mercado o
sector energético. Los operadores dominantes se definen como aquellos
que ostenten una cuota superior al 10% en el mercado de referencia. Por
su parte es operador principal, aquel que disponga de una de las cinco
mayores cuotas en dichos mercados. Tener la condición de operador
dominante u operador principal supone ciertas restricciones regulatorias.
Exploración y producción de hidrocarburos
Desde la entrada en vigor de la Ley 7/2021 de Cambio Climático y
Transición Energética, el 22 de mayo de 2021, no se otorgarán en el
territorio nacional, incluido el mar territorial, la zona económica exclusiva y
la plataforma continental, nuevas autorizaciones de exploración, permisos
de investigación de hidrocarburos o concesiones de explotación para los
mismos, regulados al amparo de la LSH, del Real Decreto-ley 16/2017, de
17 de noviembre, por el que se establecen disposiciones de seguridad en la
investigación y explotación de hidrocarburos en el medio marino, ni para
cualquier actividad para la explotación de hidrocarburos en la que esté
prevista la utilización de la fracturación hidráulica de alto volumen.
Para los títulos actualmente vigentes hay que tener en cuenta en particular
el Real Decreto-ley 16/2017, por el que se establecen disposiciones de
seguridad en la investigación y explotación de hidrocarburos en el medio
marino, desarrollado por el Real Decreto 1339/2018 de 29 de octubre,
transponen al ordenamiento jurídico español la Directiva 2013/30/UE, de
12 de junio de 2013 sobre la seguridad de las operaciones relativas al
petróleo y al gas mar adentro (“Directiva Offshore”). Su objeto es
establecer los requisitos mínimos que deben reunir las operaciones
relacionadas con la investigación y explotación de hidrocarburos en el
medio marino, para prevenir accidentes graves y limitar sus consecuencias
y articular los principios de actuación para lograr que las operaciones en el
medio marino, incluido el abandono y desmantelamiento de las
instalaciones, con el fin de prevenir accidentes graves y limitar sus
consecuencias.
Productos petrolíferos
El precio de los productos derivados del petróleo se encuentra liberalizado,
con excepción del GLP (ver información específica más adelante).

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Cuentas Anuales 2023 | 125 | Grupo Repsol

En el ámbito minorista, los contratos de suministro en exclusiva para la
distribución de carburantes de automoción tienen una duración máxima
de 1 año, con la posibilidad de prórroga automática por otro año
únicamente sujeta a la voluntad del distribuidor, y hasta un máximo de
tres. Se prohíben las cláusulas en estos contratos que fijen, recomienden o
incidan, directa o indirectamente, en el precio de venta al público del
combustible. Así mismo, se prohíbe que los contratos de suministro en
exclusiva puedan contener cláusulas de exclusividad en lo relativo a la
prestación de servicios de recarga eléctrica a vehículos.
Existen limitaciones al incremento de instalaciones de suministro de
carburantes a aquellos operadores al por mayor que dispongan de cuotas
de mercado provinciales, superiores al 30%. La Ley 8/2015 determinó que
dicha cuota se mide no ya por puntos de venta sino en función de las
ventas anuales del ejercicio anterior, habilitando al Gobierno para que
transcurridos tres años revise el porcentaje de limitación o en su caso
suprima la restricción, si la evolución del mercado y la estructura
empresarial del sector lo permitiese. Dicho plazo ha transcurrido sin que
de momento el Gobierno haya revisado la anterior medida.
Finalmente, la Ley 8/2015 permite a los distribuidores al por menor de
productos petrolíferos suministrar producto a otros distribuidores al por
menor, bastando para ello con que se inscriban previamente en el registro
de impuestos especiales.
Con el fin de mitigar el impacto en empresas y familias de la escalada del
precio de los carburantes provocada por la agresión militar a Ucrania el
Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, creó una bonificación
extraordinaria y temporal de €20 céntimos por litro/kilogramo en el precio
de determinados productos energéticos desde el 1 de abril de 2022 y hasta
el 30 de junio de 2022 y que fue prorrogada hasta el 31 de diciembre de
2022 por el Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio. A fin de contribuir a la
anterior medida se articula igualmente una prestación patrimonial de
carácter público no tributario que se impone a los operadores al por mayor
de productos petrolíferos con capacidad de refino en España y con una
cifra anual de negocios superior a 750 millones de euros. Los citados
operadores, entre ellos Repsol, podían quedar exonerados de esta
prestación cuando se comprometan a realizar de forma inequívoca un
descuento de importe mínimo equivalente a € 5 céntimos por litro/
kilogramo en las ventas a los consumidores finales de los productos
energéticos alcanzados por la bonificación. Este compromiso fue asumido
por Repsol, que fue renovado con anterioridad al 1 de julio de 2022. La
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia era el organismo
encargado de la verificación del cumplimiento efectivo del compromiso de
descuento. El Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de diciembre reemplazó la
bonificación general de 20 céntimos por litro de determinados carburantes
por medidas más específicas dirigidas a fomentar el uso del transporte
público y por ayudas a sectores más dependientes del uso de los
carburantes, y con mayor exposición a las fluctuaciones de precios. como
transporte, agricultura y pesca. No obstante lo anterior Repsol mantuvo
desde el 1 de enero y hasta el 31 de marzo de 2023 su descuento de 10
céntimos de euro por litro de carburante a los usuarios de Waylet y,
posteriormente, hasta el 1 de abril de 2023 donde lanzó su programa
Energías Repsol con descuentos que van desde los 5 céntimos por litro
hasta los 22 céntimos por litro, asociados a la fidelización de los clientes al
las distintas energías Repsol. Desde el 6 de septiembre de 2023 viene
duplicando estos descuentos.
Existencias mínimas de seguridad
La LSH, establece obligaciones de mantenimiento de existencias mínimas
de seguridad que afectan a los productos petrolíferos y al gas natural, dada
su especial importancia para el desenvolvimiento de la vida económica.
En cuanto a los productos petrolíferos, el Real Decreto-ley 15/2013, de 13 de
diciembre introdujo una modificación de la LSH, por la que se indica que
reglamentariamente se habrán de establecer los procedimientos
administrativos y obligaciones necesarias para garantizar de forma
permanente un nivel de existencias mínimas de seguridad equivalente, al
menos, a la mayor de las cantidades correspondientes, bien a 90 días de
importaciones netas diarias medias o bien a 61 días de consumo interno
diario medio correspondiente al año de referencia, en petróleo equivalente.
El Real Decreto 1716/2004, en la redacción dada por el Real Decreto
1766/2007, regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas
de seguridad en los sectores del petróleo y del gas natural, la obligación de
diversificación del suministro de gas natural y el funcionamiento de la
Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES).
La obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de
productos petrolíferos en España, excluido el GLP, asciende actualmente a
92 días equivalentes de las ventas correspondientes a los 12 meses
anteriores. De estos consumos computables, que deben mantenerse en
todo momento, Repsol debe mantener un inventario correspondiente a las
ventas de 50 días, mientras que el resto, hasta cumplir con la obligación
fijada, son mantenidas por la propia CORES en nombre de los diferentes
operadores (existencias estratégicas).
En relación con los productos petrolíferos la obligación de existencias
mínimas se ha ido reduciendo como consecuencia de la invasión de
Ucrania por Rusia.
La última modificación tuvo lugar mediante la Orden TED/725/2022, de 27
de julio completando la liberación de existencias mínimas de seguridad de
productos petrolíferos en el marco de la segunda acción coordinada de la
Agencia Internacional de la Energía como respuesta a la guerra de Ucrania
estableciendo una reducción transitoria de 86,4 días a 84,2 días, hasta que,
en los términos previstos en el apartado tercero del Acuerdo del Consejo
de Ministros de fecha 17 de mayo, se decida el restablecimiento de la
obligación al nivel que se determine.
En cuanto al gas natural, el Real Decreto-ley 6/2022 ha modificado las
obligaciones de reservas de seguridad previstas en el Real Decreto
1716/2004 al ampliar la obligación de mantenimiento de existencias
mínimas de los sujetos que intervienen en el sector del gas natural de 20
días a 27,5 días de sus ventas o consumos de carácter firme en el año
natural anterior.
De ellas, las existencias mínimas de seguridad de carácter estratégico
equivalentes a 10 días de sus ventas o consumos firmes en el año natural
anterior se mantendrán en almacenamientos subterráneos de la red
básica. Además de las existencias estratégicas, todos los sujetos obligados
al mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de gas natural
deberán disponer, en los almacenamientos subterráneos, de existencias
operativas: en todo momento por un volumen de gas equivalente a 10 días
de sus ventas o consumos firmes en el año natural anterior, a las que se
añade, adicionalmente al menos durante el 1 de noviembre, un volumen
de gas equivalente a 7,5 días de sus ventas o consumos firmes en el año
natural anterior.
Movilidad y combustibles alternativos:
En relación con la movilidad, la Ley de Cambio Climático y Transición
Energética establece:
– Objetivos anuales de integración de energías renovables y de
suministro combustibles alternativos sostenibles en el transporte,
con especial énfasis en los biocarburantes avanzados y otros
combustibles renovables de origen no biológico.
– La obligación de adoptar, por parte de las Administraciones
Públicas, las medidas necesarias de acuerdo con lo establecido por
la normativa comunitaria para: (i) alcanzar en el año 2050 un
parque de turismos y vehículos comerciales ligeros sin emisiones
directas de CO2, y (ii) reducir paulatinamente las emisiones de los
turismos y vehículos comerciales ligeros nuevos, excluidos los
matriculados como vehículos históricos, no destinados a usos
comerciales, de modo que no más tarde del año 2040 sean
vehículos con emisiones de 0 g CO2/km.
– La obligación de instalación de una infraestructura para los
combustibles alternativos para los titulares las instalaciones de
suministro de combustibles y carburantes de vehículos.
– Asimismo cabe destacar: (i) la hoja de ruta del Hidrógeno
(publicada en octubre de 2020), focalizada en el desarrollo del
hidrógeno renovable, con el objetivo de posicionar a España como
referente tecnológico en la producción y aprovechamiento del
mismo, al mismo tiempo que contribuye a lograr objetivos como
alcanzar la neutralidad climática, el aprovechamiento de la energía
renovable excedentaria o la descarbonización de sectores donde la
electrificación no es viable o rentable, y (ii) la Estrategia de
Descarbonización a Largo Plazo 2050 (publicada el 3/11/2020), para

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Cuentas Anuales 2023 | 126 | Grupo Repsol

avanzar hacia la neutralidad climática en el horizonte 2050, con
hitos en 2030 y 2040.
Por su parte, el Real Decreto-ley 6/2022, realiza la transposición a nuestro
ordenamiento jurídico interno del artículo 7 bis de la Directiva 98/70/CE,
del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 1998, relativa a
la calidad de la gasolina y del gasóleo y por la que se modifica la Directiva
93/12/CEE del Consejo (Directiva FQD), estableciendo un nuevo objetivo
obligatorio de reducción de un 6% de la intensidad de emisiones de gases
de efecto invernadero durante el ciclo de vida en el transporte por unidad
de combustible y de energía suministrados en el transporte. Esta medida
aplica a (i) los operadores al por mayor y los distribuidores al por menor
de productos petrolíferos, (ii) los consumidores de productos petrolíferos
en la parte de consumo no cubierta por los anteriores, (iii) los operadores
al por mayor y los comercializadores al por menor de GLP, (iv) los
consumidores de GLP en la parte de consumo no cubierta por los
anteriores (v) los comercializadores de gas natural, y (vi) los consumidores
directos en el mercado en la parte de consumo no cubierta por los
anteriores.
La Directiva 2018/2001 relativa al fomento del uso de energía procedente
de fuentes renovables dispone que, a fin de integrar el uso de energías
renovables en el sector del transporte, modificada por la Directiva (UE)
2023/2413 de 18 de octubre de 2023, cada Estado miembro impondrá una
obligación a los proveedores de combustible para garantizar que la cuota
de energías renovables en el consumo final de energía en el sector del
transporte sea como mínimo del 14,5% en 2030 a más tardar. Esta
Directiva se incorpora parcialmente a nuestro ordenamiento jurídico
mediante el Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo, por el que se regulan
los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de
efecto invernadero de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de
biomasa, así como el sistema de garantías de origen de los gases
renovables (que modifica el Real Decreto 1085/2015 de 4 de diciembre de
fomento de los biocarburantes), estableciendo objetivos obligatorios
mínimos de venta o consumo de biocarburantes para los años 2023, 2024,
2025 y 2026 del 10,5%, 11%, 11,5% y 12%, en contenido energético,
respectivamente. El objetivo de biocarburantes y biogás con fines de
transporte del año 2026 será de aplicación en años sucesivos en tanto en
cuanto no se regulen nuevos objetivos.
El Real Decreto 639/2016 de 9 de diciembre estableció un marco de
medidas para la implantación de una infraestructura para los combustibles
alternativos, incluyendo puntos de recarga para vehículos eléctricos y
puntos de repostaje de gas natural y de hidrógeno. La Ley de Cambio
Climático y Transición Energética, para garantizar la existencia de recarga
eléctrica suficiente, introduce obligaciones de instalación de
infraestructuras de recarga eléctrica en las estaciones de servicio cuyas
ventas anuales de gasolina y gasóleo superen los 5 millones de litros. Esta
infraestructura de recarga deberá tener una potencia igual o superior a 150
kW o a 50 kW en corriente continua dependiendo del volumen de ventas
(superior a 10 o 5 millones de litros vendidos en 2019). Para las nuevas
instalaciones a partir de 2021 o quien acometa una reforma de su
instalación que requiera la revisión del título administrativo, la potencia
mínima será de 50 kW en corriente continua. Finalmente, cabe destacar el
Decreto 184/2022, de 8 de marzo, por el que se regula la actividad de
prestación de servicios de recarga energética de vehículos eléctricos.
Gas Licuado del Petróleo
El precio del GLP, en ciertos casos, se encuentra sometido a precios
máximos de venta al público. El precio del GLP a granel y del GLP
embotellado en bombonas de capacidad inferior a 8 kilos o superior a 20
kilos se encuentra liberalizado; por su parte, la Ley 18/2014 de 15 de
octubre, ha liberalizado los envases de más de 8 kgs. y menos 20 kgs.,
cuya tara no sea superior a 9 kilogramos, a excepción de los envases de
mezcla para usos de los gases licuados del petróleo como carburante y
que, en la práctica, no supone una total liberalización del sector.
La Orden IET/389/2015 de 5 de marzo de 2015, actualiza el sistema de
determinación automática del precio de venta al público máximo del GLP
envasado y asimismo de la tarifa de venta de GLP por canalización,
ajustando el coste de la materia prima de las citadas fórmulas para, de
acuerdo a su exposición de motivos, adaptarla “a la realidad de los
suministros del mercado nacional en los últimos años''. Dicha adaptación
en las fórmulas no se extiende a los costes de comercialización, resultando
en una reducción de los precios máximos del GLP envasado y tarifas de
venta de GLP por canalización.
Adicionalmente la Ley 18/2014, consolida el derecho de los usuarios al
suministro domiciliario de envases de carga entre 8 y 20 kilos quedando
obligados a efectuar el suministro domiciliario los operadores al por mayor
de GLP con mayor cuota de mercado en los correspondientes territorios
peninsulares, insulares y ciudades autónomas, obligación cuyo
incumplimiento constituye una infracción muy grave. El listado de
operadores al por mayor de GLP con obligación de suministro se
determina por resolución de la DGPEM cada 3 años. Cada 5 años el
Gobierno puede revisar las condiciones de la obligación impuesta o
acordar la extinción de la misma. El listado actual de Operadores
obligados a realizar el suministro domiciliario es el siguiente: Repsol
Butano en la Península y Baleares, DISA en Canarias, y Atlas en Ceuta y
Melilla.
En definitiva, el marco normativo descrito afecta particularmente a Repsol
Butano, quien es el operador mayoritario en el territorio peninsular y
Baleares y cuyo parque está mayoritariamente constituido por envases
pesados con tara superior a 9 kg.
El Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio, por el que se adoptan y se
prorrogan determinadas medidas para responder a las consecuencias
económicas y sociales de la guerra en Ucrania, para hacer frente a
situaciones de vulnerabilidad social y económica, y para la recuperación
económica y social de la isla de La Palma estableció un precio máximo de
venta para los envases de GLP de carga igual o superior a 8 kg, e inferior a
20 kg, cuyo precio se revisa con carácter bimestral, se mantendrá en 19,55
€,. Esta medida se amplía por Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de
diciembre y por Real Decreto-ley 5/2023, de 28 de junio, por el que se
adoptan y prorrogan determinadas medidas de respuesta a las
consecuencias económicas y sociales de la Guerra de Ucrania, de apoyo a
la reconstrucción de la isla de La Palma y a otras situaciones de
vulnerabilidad; de transposición de Directivas de la Unión Europea en
materia de modificaciones estructurales de sociedades mercantiles y
conciliación de la vida familiar y la vida profesional de los progenitores y
los cuidadores; y de ejecución y cumplimiento del Derecho de la Unión
Europea amplia hasta el 31 de diciembre de 2023 el alcance temporal de la
limitación del precio máximo de venta de los gases licuados del petróleo
envasados.
Finalmente, el Real Decreto-ley 20/2022 de 27 de diciembre estableció que
las revisiones correspondientes del precio máximo de venta, antes de
impuestos, de los gases licuados del petróleo que se aprueben desde la
entrada en vigor del real decreto-ley hasta el hasta el 30 de junio de 2023
de los gases licuados del petróleo envasados que resulte de la aplicación
del sistema establecido en la Orden IET/389/2015, no podrá superar el
precio máximo antes de impuestos, establecido por la Resolución de 12 de
mayo de 2022 de la Dirección General de Política Energética y Minas, por
la que se publican los nuevos precios máximos de venta, antes de
impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados, en envases de
carga igual o superior a 8 kg, e inferior a 20 kg, excluidos los envases de
mezcla para usos de los gases licuados del petróleo como carburante.
Gas natural
La Ley 12/2007, de 2 de julio, modifica la LSH e introduce medidas para
conseguir un mercado plenamente liberalizado. Esta normativa establece
la desaparición del sistema de tarifas y crea la figura del suministrador de
último recurso, que tiene la obligación de suministrar a consumidores que
no disponen de capacidad de negociación suficiente. Además, deberá
hacerlo a un precio máximo (“tarifa de último recurso”) fijado por el
MITERD. Las actividades del sector del gas natural se clasifican en: (i)
actividades reguladas: el transporte (que incluye el almacenamiento, la
regasificación y el transporte propiamente dicho) y la distribución de gas
natural, y (ii) actividades no reguladas: la producción, el aprovisionamiento
y la comercialización de gas natural. El Gestor Técnico del Sistema,
Enagás, S.A., es responsable del adecuado funcionamiento y coordinación
del sistema gasista.
La Ley 8/2015, crea un mercado organizado de gas natural, con el
propósito de facilitar la entrada de nuevos comercializadores e
incrementar la competencia, creando un nuevo operador único del
mercado organizado del gas, que es el encargado de gestionar el llamado
”hub” gasista, el MIBGAS “Mercado Ibérico del Gas”, que vela por el

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Cuentas Anuales 2023 | 127 | Grupo Repsol

cumplimiento, por todos los agentes participantes, de las reglas de
mercado establecidas.
Al amparo de la redistribución competencial operada por el Real Decreto-
ley 1/2019, la CNMC aprobó la Circular 6/2020, de 22 de julio, por la que
se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte,
redes locales y regasificación de gas natural. En particular, el 1 de octubre
de 2020 entró en vigor la metodología para la determinación de los peajes
de acceso a las instalaciones de regasificación, con la excepción del peaje
de otros costes de regasificación. Las metodologías relativas al resto de
peajes desplegaron sus efectos a partir del 1 de octubre de 2021, fecha
hasta la cual continuarán aplicándose la estructura de los peajes y las
reglas de facturación vigentes. Mediante Resolución de 27 de mayo de
2021 de la CNMC, se establecieron los peajes de acceso a las redes de
transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2022.
Por su parte, el MITECO aprobó el Real Decreto 1184/2020, de 29 de
diciembre, por el que se establecen las metodologías de cálculo de los
cargos del sistema gasista, de las retribuciones reguladas de los
almacenamientos subterráneos básicos y de los cánones aplicados por su
uso, cuya primera aplicación se ha materializado en el año 2022 mediante
la publicación de la Orden TED/929/2022, de 27 de septiembre, por la que
se establecen los cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones
de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2023.
El 16 de diciembre de 2021, la CNMC aprobó la resolución por la que se
estableció la relación de operadores dominantes en los sectores
energéticos, incluyendo al Grupo Repsol dentro de los operadores
dominantes del mercado de gas natural. Seguidamente, mediante el
Acuerdo del Consejo de Ministros de 2 de febrero de 2021, se estableció la
obligación de Repsol de llevar a cabo el servicio de creador de mercado en
el Mercado Organizado de Gas español. Las condiciones de participación
del Grupo Repsol quedaron fijadas en la Resolución de 9 de julio de 2021
de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establecen las
condiciones para la prestación del servicio de creador de mercado
obligatorio por parte de los operadores dominantes del mercado de gas
natural.
Mediante Resoluciones de 16 de diciembre de 2021 y de 24 de noviembre
de 2022, la CNMC actualizó la información de los operadores dominantes
en los sectores energéticos figurando en ambos casos el Grupo Repsol
como operador dominante del referido mercado.
Regulación del sector eléctrico en España
El proceso de liberalización del sector eléctrico español comenzó en 1997
con la aprobación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector
Eléctrico (LSE) que fue modificada por la Ley 17/2007, de 4 de julio, y más
recientemente, por la Ley del Sector Eléctrico, 24/2013, de 26 de diciembre.
La producción y la comercialización siguen siendo actividades
liberalizadas, que se desarrollan en competencia, mientras que el
transporte, la distribución, y la gestión técnica y económica del sistema se
configuran como actividades reguladas caracterizadas porque el acceso a
las mismas requiere autorización administrativa, su remuneración se
establece normativamente y están sometidas a unas obligaciones
específicas. El suministro eléctrico se califica, por su parte, como un
servicio de interés económico general.
a. Régimen retributivo de la actividad de generación
En la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, se abandonan los conceptos
diferenciados de régimen ordinario y especial, sin perjuicio de las
consideraciones singulares que sea preciso establecer. El régimen
retributivo de las energías renovables, cogeneración y residuos se basaba
inicialmente en la participación en el mercado de estas instalaciones,
complementando los ingresos de mercado con una retribución regulada
específica que permita a estas tecnologías competir en nivel de igualdad
con el resto de tecnologías en el mercado. Esta retribución específica
complementaria deberá ser suficiente para alcanzar el nivel mínimo
necesario para cubrir los costes que, a diferencia de las tecnologías
convencionales, no puedan recuperar en el mercado y les permitirá
obtener una rentabilidad adecuada con referencia a la instalación tipo en
cada caso aplicable. La tasa de rentabilidad para la actividad de producción
a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, para el
primer periodo regulatorio, se establece en el Real Decreto-ley 9/2013, de
12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la
estabilidad financiera del sistema eléctrico. Para el cálculo de la retribución
específica se considerará para una instalación tipo, los ingresos por la
venta de la energía generada valorada al precio del mercado de
producción, los costes de explotación medios necesarios para realizar la
actividad y el valor de la inversión inicial de la instalación tipo.
Son numerosas las disposiciones normativas que han desarrollado el
régimen jurídico y económico aplicable a las tecnologías de producción a
partir de fuentes de energías renovables, cogeneración y residuos con
régimen económico primado, desde la entrada en vigor del Real Decreto-
ley 9/2013, Entre ellas, cabe destacar el Real Decreto 413/2014, que regula
el régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía
eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos,
con efecto sobre las instalaciones de cogeneración del Grupo Repsol,
integrantes del extinto régimen especial y régimen ordinario asimilado.
Asimismo, procede citar la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio (que
aprueba los parámetros retributivos de las instalaciones tipo), la Orden
ETU/130/2017, de 17 de febrero (que actualiza los parámetros retributivos
a efectos del semiperiodo regulatorio con inicio el 1 de enero de 2017) el
Real Decreto-ley 17/2019, de 22 de noviembre (que actualiza el valor de la
rentabilidad razonable a aplicar durante el segundo periodo regulatorio), la
Orden TED/171/2020, de 24 de febrero (que actualiza los parámetros
retributivos a aplicar en el segundo periodo regulatorio con inicio el 1 de
enero de 2020), el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo (que actualiza
los parámetros retributivos para el año 2022), el Real Decreto-ley 10/2022,
de 13 de mayo (que incorpora al mecanismo de ajuste por desviaciones en
el precio del mercado que será de aplicación para la energía RECORE
generada en el año 2023 y posteriores, referencias a productos de
mercados a plazo) y la Orden TED/741/2023, de 30 de junio (que actualiza
los parámetros retributivos para el semiperiodo regulatorio con inicio el 1
de enero de 2023).
El Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, estableció la posibilidad de que el
régimen retributivo específico se otorgue mediante un procedimiento de
concurrencia competitiva. En aplicación de dicho precepto, en los años
2016 y 2017 se celebraron tres subastas al efecto.
El Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, encomienda al Gobierno el
desarrollo reglamentario de un nuevo marco retributivo para la generación
renovable, basado en el reconocimiento a largo plazo de un precio fijo por
la energía. Para ello, prevé la celebración de procedimientos de
concurrencia competitiva, en los que el producto a subastar sea la energía,
la potencia instalada o una combinación de ambas. En este sentido, se ha
aprobado el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, que regula el
citado marco retributivo para la generación renovable, a otorgar mediante
subasta, al tiempo que crea el Registro electrónico del régimen económico
de energías renovables.
Se confiere al titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto
Demográfico la regulación del mecanismo de subasta, a través de Orden
Ministerial, mientras que compete al titular de la Secretaría de Estado de
Energía la convocatoria de las subastas por medio de Resolución. Al
respecto, la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, regula el primer
mecanismo de subasta para el otorgamiento del reiterado régimen
económico de energías renovables y establece el calendario indicativo para
el período 2020-2025.
La primera subasta para la concesión de dicho régimen económico fue
convocada por la Resolución de 10 de diciembre de 2020, de la Secretaría
de Estado de Energía, con un cupo de producto de 3.000 MW de potencia
instalada. En 2021 se procedió a convocar una segunda subasta por la
Resolución de 8 de septiembre, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, para la cual se establece un producto dirigido a las
instalaciones de generación de electricidad a partir de fuentes de energía
renovables compuestas por una o varias de las tecnologías fotovoltaica y
eólica ubicada en tierra, y un cupo de producto a subastar de 3.300 MW.
Como particularidades de esta convocatoria, se establecieron cuatro
reservas mínimas a adjudicar a distintas tecnologías o categorías
distinguibles por sus especificidades, entre ellas, una reserva de
disponibilidad acelerada dirigida a instalaciones en estado avanzado de
tramitación y otra reserva para instalaciones fotovoltaicas de generación
distribuida con carácter local. La filial Repsol Renovables S.A. resultó
adjudicatario por un total de 3 ofertas y 138 MW. En 2022 se han
convocado dos subastas más, tercera y cuarta, por Resoluciones de 18 de
julio y 2 de agosto, respectivamente, por un total de 3.820 MW.

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Cuentas Anuales 2023 | 128 | Grupo Repsol

Retomando el Real Decreto-ley 23/2020, éste contiene, además,
disposiciones relativas al acceso y conexión a las redes, estipulando plazos
e hitos administrativos para la tramitación de proyectos existentes y
permitiendo la extensión de los permisos hasta siete años. Además, agiliza
la tramitación de modificación de instalaciones existentes, regula figuras
como la comunidad de energía renovable, o el agregador independiente e
incorpora disposiciones relativas a la hibridación y a las infraestructuras de
recarga de alta capacidad.
El Real Decreto 413/2014 regula el régimen jurídico y económico de la
actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía
renovable, cogeneración y residuos, con efecto sobre las instalaciones de
cogeneración del Grupo Repsol, integrantes del extinto régimen especial y
régimen ordinario asimilado. Por su parte, la Orden IET/1045/2014, de 16
de junio, aprueba los parámetros retributivos de las instalaciones tipo
aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica
a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
A consecuencia de la tendencia alcista del precio del mercado mayorista
eléctrico que, debido a la evolución del precio del gas natural y de los
derechos de emisión del CO2, se ha producido desde finales de 2020 y
más intensamente desde marzo de 2021, el Gobierno aprobó, mediante el
Real Decreto-ley 12/2021, de 24 de junio, la exoneración durante el tercer
trimestre de 2021 del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía
Eléctrica. Dicha suspensión temporal del impuesto ha sido objeto de
sucesivas prórrogas hasta finales de 2023 por obra de los Reales Decretos-
leyes 17/2021, 29/2021, 6/2022, 11/2022 y 20/2022.
El Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las
condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de
suministro de energía eléctrica y de producción con autoconsumo resultó
modificado sustancialmente por el Real Decreto-ley 15/2018, y
posteriormente, derogado por el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril por
el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas
del autoconsumo en España. Esta última norma suplementa el marco
regulatorio impulsado por el Real Decreto-ley 15/2018 que tuvo como
medida principal la derogación del comúnmente denominado "impuesto
al sol", y supuso un nuevo panorama energético que apuesta por un
modelo basado en la generación distribuida y las energías renovables.
Entre los aspectos que introduce el citado Real Decreto 244/2019, cabe
destacar:
– La energía autoconsumida de origen renovable, cogeneración o
residuos, estará exenta de todo tipo de cargos y peajes.
– Reconocimiento de la figura del autoconsumo compartido por la
cual se habilita la posibilidad de que varios usuarios puedan
beneficiarse de una misma instalación generadora.
– Simplificación de trámites y plazos burocráticos para la legalización
de las instalaciones.
– Introducción de la compensación simplificada por excedentes de
generación.
b. Régimen retributivo de la actividad de comercialización
La actividad de comercialización se basa en los principios de libertad de
contratación y elección de suministrador por el cliente. La
comercialización, como actividad liberalizada, tiene una retribución
pactada libremente entre las partes.
Es destacable la Ley 24/2013, desarrollada con posterioridad por el Real
Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología
de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de
energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. Estos precios se
definen, en línea con las anteriormente denominadas tarifas de último
recurso, como los precios máximos que podrán cobrar los
comercializadores de referencia a los consumidores que se acojan a ellos.
Configurado inicialmente como un precio dinámico que internaliza la
volatilidad de la señal de precio del mercado mayorista eléctrico, el PVPC
ha sido objeto de reforma por obra del Real Decreto 446/2023, de 13 junio,
norma que, a partir del 1 de enero de 2024, limita la categoría de
consumidores que pueden contratar este precio regulado (personas físicas
y microempresas con potencia contratada no superior a 10 kW y
conectadas en baja tensión) e introduce en la fórmula de cálculo del PVPC
una señal de precios a los productos a plazo (productos OMIP mensual,
trimestral y anual).
El Real Decreto 469/2016, de 18 de noviembre, por el que se modifica el
Real Decreto 216/2014, establece la metodología para el cálculo de los
costes de comercialización de las comercializadoras de referencia a incluir
en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor. La Orden
ETU/1948/2016, de 22 de diciembre, fijó los valores de los costes de
comercialización de las comercializadoras de referencia a incluir en el
cálculo del PVPC en el período 2014-2018, que resultan de aplicar la nueva
metodología aprobada. El valor de los costes de comercialización a
considerar en el cálculo del PVPC se ha venido prorrogando desde 2018,
encontrándose pendiente de actualización.
Los criterios para designar a los comercializadores de referencia y las
obligaciones de éstos en relación con el suministro a determinados
colectivos de consumidores son establecidos en el ya referido Real Decreto
216/2014.
Por su parte, la denominación de tarifas de último recurso queda
reservada a dos colectivos de consumidores: los denominados vulnerables
(cuyo marco regulador encabezan la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y el
Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre) y aquellos consumidores que, sin
tener derecho a los precios voluntarios para el pequeño consumidor,
carezcan transitoriamente de un contrato de suministro con un
comercializador. Los consumidores vulnerables pueden beneficiarse,
previa solicitud y comprobación de ciertos requisitos personales y de renta,
del bono social, definido como un descuento sobre el PVPC. Fruto de la
crisis energética, el Gobierno español adoptó medidas de refuerzo del
bono social, destacando el incremento de los porcentajes de descuento
sobre el PVPC hasta finales del año 2023 (inicialmente establecido por el
Real Decreto-ley 23/2021 y prorrogado sucesivamente) y la creación de una
nueva tipología temporal de consumidor vulnerable establecida en el Real
Decreto-ley 18/2022).
En enero de 2022 el Tribunal Supremo declaró inaplicable el régimen de
financiación del bono social y del coste del suministro de electricidad de
los consumidores en riesgo de exclusión social establecido en el artículo
45.4 de la Ley 24/2013 y desarrollado en el Real Decreto 897/2017, por
resultar incompatible con el Derecho de la Unión Europea. En
consecuencia, el Real Decreto-Ley 6/2022, de 29 de marzo, ha introducido
un nuevo modelo de financiación del bono social, por el cual todos los
sujetos que participan en las actividades de la cadena de suministro de
energía eléctrica (productores y comercializadores incluidos) pasan a ser
financiadores. En particular, el reparto de las cantidades a financiar se
realiza, para los productores, de forma proporcional a su producción y,
para los comercializadores, de manera proporcional a la cuota de clientes
a los que suministren electricidad. Para ello, anualmente se define un valor
unitario de financiación, mediante Orden Ministerial. Los referidos valores
unitarios correspondientes al año 2023 han sido fijados por la Orden
TED/81/2023, de 27 de enero.
El Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan
medidas urgentes en el marco del plan nacional de respuesta a las
consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, introduce la
necesidad de introducir una señal de precios a plazo en los precios
voluntarios para el pequeño consumidor (PVPC) que fomenté la
contratación de instrumentos de cobertura por el lado de la demanda por
parte de las comercializadoras de referencia, lo que en conjunto posibilita
la entrada de liquidez en los mercados a plazo y minimiza la volatilidad de
los precios de los citados precios. Para dar cumplimiento al mandato del
Real Decreto-ley 6/2022, se aprobó Real Decreto 446/2023, de 13 de junio,
por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el
que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para
el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de
contratación, para la indexación de los precios voluntarios para el pequeño
consumidor de energía eléctrica a señales a plazo y reducción de su
volatilidad.
El Real Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo, de prórroga del mecanismo de
ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la
electricidad en el mercado mayorista regulado en el Real Decreto-ley
10/2022, prorrogó el mecanismo de ajuste hasta el 31 de diciembre de
2023.
Por último, el Real Decreto-ley 17/2022, de 20 de septiembre, por el que se
adoptan medidas urgentes en el ámbito de la energía, en la aplicación del
régimen retributivo a las instalaciones de cogeneración, creó un servicio de
respuesta activa de la demanda (SRAD) para el sistema eléctrico
peninsular español, configurado, de acuerdo con la justificación dada por
la norma, como un producto específico de balance, para hacer frente a las
situaciones de escasez de energía de balance proporcionada por otros
servicios estándar de activación manual ya en funcionamiento. El citado

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Cuentas Anuales 2023 | 129 | Grupo Repsol

Real Decreto-ley estableció la creación del SRAD en su disposición
adicional primera y articuló el detalle técnico de funcionamiento del
servicio en su Anexo II. Adicionalmente, se establecía que dicho producto
debía estar operativo desde el 1 de noviembre de 2022, y que debía ser
asignado mediante la celebración de una subasta anual de manera previa
al inicio del periodo de prestación del servicio. De esta manera, en octubre
de 2022 el operador del sistema organizó la primera subasta del servicio
de respuesta activa de la demanda, asignándose el servicio a instalaciones
de demanda por un total de 490 MW, con entrega entre el 1 de noviembre
de 2022 y el 31 de octubre de 2023.
Contribuciones al fondo de eficiencia energética
La Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de
octubre de 2012, relativa a la eficiencia energética, establece la obligación
de justificar una cantidad de ahorro de energía para 2020, viniendo
obligado cada Estado a establecer un sistema de obligaciones de eficiencia
energética, mediante el cual los distribuidores de energía y/o las empresas
minoristas de venta de energía quedarán obligados a alcanzar en el año
2020 el objetivo de ahorro indicado mediante la consecución anual, a
partir del año 2014, de un ahorro equivalente al 1,5% de sus ventas anuales
de energía. El Real Decreto-ley 8/2014 y la Ley 18/2014, ha venido a
trasponer la Directiva mediante la creación de un Fondo Nacional de
Eficiencia Energética (FNEE) en virtud del cual, se asigna a las empresas
comercializadoras de gas y electricidad, a los operadores de productos
petrolíferos al por mayor, y a los operadores de gases licuados de petróleo
al por mayor una cuota anual de ahorro energético de ámbito nacional,
denominada obligaciones de ahorro, con una equivalencia financiera.
El Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, ha extendido el sistema
nacional de obligaciones de eficiencia energética hasta el 31 de diciembre
de 2030, dando así cumplimiento a la Directiva (UE) 2018/2002 del
Parlamento y del Consejo, de 11 de diciembre, la cual impone a los Estados
miembros la consecución de un nuevo ahorro anual, desde el 1 de enero
de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2030, del 0,8% del consumo anual de
energía final.
El Real Decreto 36/2023, de 24 de enero, por el que se establece un
sistema de Certificados de Ahorro Energético, desarrolla el apartado 2 del
artículo 71 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas
urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, por el que se
posibilita, en el ámbito del Sistema Nacional de Obligaciones de Eficiencia
Energética (SNOEE), y establece un mecanismo de acreditación de
consecución de ahorros de energía mediante la presentación de
Certificados de Ahorro Energético (CAE).
Intervención de emergencia en el mercado de la energía
El día 7 de Octubre de 2022 entró en vigor el Reglamento (UE) 2022/1854
relativo a una intervención de emergencia para dar una respuesta y
coordinada a escala de la Unión frente a los elevados precios de la energía,
mediante el cual se establecieron de manera temporal varias medidas (i)
un tope conjunto de 180 EUR por MWh a los ingresos de generación de
electricidad a ciertos productores eléctricos designados en el Reglamento,
(ii) una contribución solidaria temporal de las empresas y
establecimientos permanentes de la Unión que operan en los sectores del
petróleo crudo, el gas natural, el carbón y la refinería respecto de los
beneficios obtenidos en los ejercicios fiscales 2022 y/o 2023 o, ambos, que
estén por encima de un aumento del 20% de los beneficios imponibles
medios generados en los cuatro ejercicios fiscales iniciados el 1 de enero
de 2018, o después de esa fecha, y (iii) medidas para reducir la demanda
mediante un objetivo vinculante de reducción del consumo bruto de
electricidad mensual total en un 10 % en comparación con la media del
consumo bruto de electricidad en los meses correspondientes del período
de referencia (periodo comprendido entre el 1 de noviembre y el 31 de
marzo de los cinco años consecutivos anteriores a la fecha en vigor del
reglamento 2022/1854, a partir del período comprendido entre el 1 de
noviembre de 2017 y el 31 de marzo de 2018) y una reducción del consumo
bruto de la electricidad durante las horas punta.
En España, el 28 de diciembre de 2022 se publicó la Ley 38/2022 que
dispone que los operadores principales en el sector energético deberán
satisfacer un gravamen (prestación patrimonial de carácter público no
tributaria) con carácter temporal. Para más información véase la Nota 22.
Adicionalmente, el Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de
medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas
natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, articuló un
mecanismo temporal de minoración de la retribución que las centrales no
emisoras, de potencia superior a 10 MW y sin RECORE perciben como
consecuencia del funcionamiento marginalista del mercado. El Real
Decreto-ley 23/2021, de 26 de octubre, introdujo una precisión respecto al
ámbito de aplicación del citado mecanismo de minoración de la
retribución, eximiendo a aquella energía que se encuentre cubierta por
algún instrumento de contratación a plazo, cuando el precio de cobertura
sea fijo y se haya celebrado con anterioridad a la entrada en vigor del Real
Decreto-ley o cuando, habiéndose celebrado con posterioridad a la entrada
en vigor de dicho Real Decreto-ley, su periodo de cobertura sea, además,
superior a un año. Posteriormente, el Real Decreto-ley 6/2022 modificó
este ámbito de aplicación, de modo que quedase exenta aquella energía
cubierta por instrumento de contratación a plazo celebrado con
posterioridad 31 de marzo de 2022, con precio de cobertura igual o inferior
a 67 €/MWh, o bien con precio equivalente en consumidor final en caso de
instrumentos intragrupo entre empresas pertenecientes a un mismo grupo
verticalmente integrado. Asimismo, el ámbito temporal de aplicación del
mecanismo ha sido ampliado hasta el 31 de diciembre de 2023 por obra
del mencionado Real Decreto-ley 6/2022 y de los posteriores Reales
Decretos-Leyes 11/2022 y 18/2022.
La Orden TED/517/2022, de 8 de junio, por la que se determina la fecha de
entrada en funcionamiento del mecanismo de ajuste de costes de
producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado
mayorista regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, da
publicidad a la decisión de la Comisión Europea que autoriza dicho
mecanismo. De acuerdo a la misma, a partir del día 14 de junio es
aplicable el mecanismo de ajuste previsto en el Real Decreto-ley 10/2022
que afecta a la casación del mercado mayorista de la electricidad. El citado
Real Decreto-ley tiene como fin la reducción del precio marginal de la
electricidad en los mercados mayoristas de la península ibérica (España y
Portugal) y, en última instancia, promover una reducción de los precios
minoristas soportados por todos los consumidores finales de electricidad.
La medida emplea una fórmula matemática para limitar el precio del gas
repercutido por las centrales térmicas en las ofertas que fijan el precio del
mercado mayorista de la electricidad. El precio de referencia del gas que se
establece en el mecanismo es variable, comenzando por un valor de 40 €/
MWh durante los seis primeros meses e incrementándose en escalones
mensuales sucesivos. Las cantidades correspondientes a dicho
mecanismo son financiadas por aquellos consumidores que se benefician
del mismo, quedando exentos del pago aquellos instrumentos de
cobertura a plazo firmados con anterioridad al 26 de abril de 2022. El Real
Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo, operó la extensión de este mecanismo
hasta el 31 de diciembre de 2023, acordando, en consecuencia, la senda
lineal del precio de referencia del gas natural a considerar hasta finales de
2023 y permitiendo la exención de los instrumentos de cobertura a plazo
firmados con anterioridad al 7 de marzo de 2023.
El Real Decreto-ley 17/2022, de 20 de septiembre, ha regulado un nuevo
tipo de renuncia voluntaria al régimen retributivo específico para las
instalaciones de cogeneración y tratamiento de purines y lodos de aceite
de oliva, de manera que las instalaciones que renuncien al régimen
retributivo específico puedan solicitar la inclusión en el mecanismo de
ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, siempre
que dicho mecanismo de ajuste se encuentre en vigor.
Bolivia
La Constitución Boliviana del año 2009 establece que la empresa estatal
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) está autorizada a
suscribir contratos de servicios con empresas para que en su nombre y
representación realicen actividades de exploración y explotación a cambio
de una retribución o pago por sus servicios.
La industria del petróleo y el gas en Bolivia está regulada por la Ley Nº
3.058 de 19 de mayo de 2005 (en adelante “Ley de Hidrocarburos”) y
reglamentación técnica y económica.
En fecha 1 de mayo de 2006 se publicó el Decreto Supremo Nº 28.701 que
nacionaliza los hidrocarburos del país. Adicionalmente, se nacionalizaron
las acciones necesarias para que YPFB controle al menos el 50% más un
voto en varias empresas entre las que se encuentra Empresa Petrolera
Andina, S.A (hoy YPFB Andina).

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Cuentas Anuales 2023 | 130 | Grupo Repsol

En fecha 11 de diciembre de 2015 se promulgó la Ley Nº 767 para la
promoción de la inversión en Exploración y Explotación hidrocarburífera.
Esta Ley fue reglamentada por medio del Decreto Supremo 2830 de 6 de
julio de 2016 y posteriormente modificado por el Decreto Supremo 4616
de fecha 10 de noviembre de 2021.
Contratos de Operación y Contrato de Servicios Petroleros
Según la Ley de Hidrocarburos (anterior a la actual Constitución Boliviana
(CPE)), cualquier persona individual o colectiva, nacional o extranjera,
pública o privada podrá celebrar con YPFB uno o más Contratos de
Producción Compartida, Operación o Asociación para ejecutar actividades
de Exploración y Explotación, por un plazo que no excederá los cuarenta
(40) años. La CPE del año 2009 y la ley 767 limita el tipo contractual al
Contrato de Servicios Petroleros, que tiene similares características al
Contrato de Operación de la Ley 3058.
El Contrato de Operación y el Contrato de Servicios Petroleros son
aquellos por el cual el Titular ejecutará con sus propios medios y por su
exclusiva cuenta y riesgo, a nombre y representación de YPFB, las
operaciones correspondientes a las actividades de Exploración y
Explotación dentro del área materia del contrato, bajo el sistema de
retribución, en caso de ingresar a la actividad de Explotación. YPFB no
efectuará inversión alguna y no asumirá ningún riesgo o responsabilidad
en las inversiones o resultados obtenidos relacionados al contrato,
debiendo ser exclusivamente el Titular quien aporte la totalidad de los
capitales, instalaciones, equipos, materiales, personal, tecnología y otros
necesarios.
YPFB retribuye al Titular por los servicios de operación en dinero a través
de la Retribución del Titular. Este pago cubrirá la totalidad de sus costos
de operación y utilidad. YPFB por su parte pagará las Regalías, Impuestos
y Participaciones sobre la producción más los impuestos que le
correspondan. Una vez iniciada la producción en un contrato de servicios
petrolero, el Titular está obligado a entregar a YPFB, la totalidad de los
hidrocarburos producidos. Del total producido y entregado a YPFB, el
Titular tendrá derecho a una retribución bajo el Contrato de Operación y/o
el Contrato de Servicios Petroleros.
Los Contratos de Servicios Petroleros y sus modificaciones, requieren ser
autorizados y aprobados por Asamblea Legislativa Plurinacional según la
Constitución Política del Estado (Poder Legislativo).
Como consecuencia de la Ley de Hidrocarburos y del Decreto de
Nacionalización, Repsol E&P Bolivia, S.A. y su filial YPFB Andina, firmaron
con YPFB los Contratos de Operación, efectivos a partir del 2 de mayo de
2007.
Adicionalmente, el 8 de Mayo de 2009 se suscribieron con YPFB los
Acuerdos de Entrega de Gas Natural y de Hidrocarburos Líquidos que
establecen los términos y condiciones que rigen la entrega de
hidrocarburos por parte del Titular.
Estados Unidos de América
Exploración y producción en mar
Las dos agencias gubernamentales responsables de la exploración y
producción en plataformas marinas son la Oficina de gestión de energía
marina (Bureau of Ocean Energy Management o BOEM) y la Oficina
encargada de seguridad y medioambiente (Bureau of Safety and
Environmental Enforcement o BSEE) del Departamento del Interior de
Estados Unidos. El BOEM se encarga de asegurar de un modo
responsable el desarrollo económico y medioambiental de los recursos
estadounidenses marinos. Sus funciones incluyen la emisión de
“leases” (acuerdos que otorgan derechos mineros sobre petróleo y gas), la
revisión y administración de la exploración de petróleo y gas, la aprobación
de planes de desarrollo y la realización de análisis según la Ley sobre
Política Medioambiental Nacional y otros estudios medioambientales. El
BSEE es responsable de la seguridad y la supervisión medioambiental de
operaciones de petróleo y gas en plataformas marinas. Sus funciones
incluyen el desarrollo y la aplicación de reglamentos de seguridad y
medioambientales, la autorización de exploración, desarrollo y producción
marina, la realización de inspecciones y la respuesta a vertidos de petróleo.
Exploración y producción en tierra
En cuanto a las actividades de exploración y producción en tierra, el sector
del petróleo y el gas está regulado principalmente por la legislación de los
estados individuales, excepto en lo relativo a algunos temas
medioambientales y operaciones en terrenos federales. Actualmente, la
Compañía tiene operaciones en Alaska, Pennsylvania y Texas. En sus
respectivos estados Alaska y Texas, las actividades de exploración y
producción están reguladas por el Departamento de Recursos Naturales
de Alaska y la Comisión de Ferrocarriles de Texas, respectivamente. Cada
uno de estos estados cuenta con su propia agencia de protección
medioambiental. En Pensilvania, el Departamento de Protección
Medioambiental local es responsable tanto de las actividades de
protección medioambiental como de la regulación de las actividades de
exploración y producción.
Las autoridades federales tienen jurisdicción sobre algunas cuestiones
medioambientales que afectan al sector del petróleo y el gas. La Agencia
de Protección Medioambiental estadounidense (U.S. Environmental
Protection Agency o EPA) aplica leyes y reglamentos tales como la Ley
sobre aire limpio (Clean Air Act), la Ley sobre agua limpia (Clean Water
Act) y la Ley de recuperación y conservación de recursos que regula los
desechos peligrosos (Resource Conservation and Recovery Act). El
impacto medioambiental de los proyectos lo regula la Ley sobre Política
Medioambiental Nacional (National Environmental Policy Act o NEPA),
que administran varias agencias federales en función del tipo de proyecto.
Transporte
La Comisión Reguladora de la Energía Federal (Federal Energy Regulatory
Commission o FERC) rige el transporte del gas natural en el comercio
interestatal y el transporte de petróleo por oleoducto en el mismo ámbito.
Los estados regulan los demás tipos de transporte.
Gas natural licuado
La Ley sobre el gas natural concede a la FERC la capacidad exclusiva de
regular las instalaciones de importación y exportación de gas natural
licuado, que llegan a Estados Unidos y salen del país con la autorización
de la Oficina de Energía Fósil del Departamento de Energía
estadounidense (U.S. Department of Energy o DOE).
Negociación de gas, petróleo crudo y productos refinados
La FERC regula la venta de gas natural en el comercio interestatal. Una
serie de organismos reguladores estadounidenses rigen el mercado de
negociación de productos de petróleo y refinados. La Comisión de
Comercio Federal (Federal Trade Commission o FTC) regula las
actividades de negociación de petróleo crudo. La Agencia de Protección
Medioambiental (EPA) regula los productos refinados comercializados a
consumidores particulares, como la gasolina y el diésel. La negociación de
derivados financieros la regula la comisión del mercado de valores
estadounidense (Commodities Futures Trading Commission o CFTC).
El 18 de diciembre de 2015 se aprobó la Ley sobre consignaciones
consolidada de 2016 (Ley pública Nº 114-113). Este instrumento legislativo
deroga el artículo 103 de la Ley de política y conservación energética
(Energy Policy and Conservation Act o EPCA), eliminando la prohibición de
la exportación de petróleo crudo producido en Estados Unidos. Esta ley
preserva el poder del Presidente para restringir las exportaciones de
petróleo en respuesta a una emergencia nacional, para aplicar sanciones
comerciales y para resolver la escasez de oferta de petróleo o la distorsión
sostenida de los precios del petróleo en niveles muy superiores a los del
mercado.
Energías renovables y baterías de almacenamiento
Existen leyes y políticas federales que promueven la competencia en el
mercado mayorista, la energía renovable y la eficiencia energética, como (i)
la Ley de Políticas Reguladoras de Servicios Públicos de 1978 (PURPA) que
exige que las empresas de servicios públicos compren electricidad
generada por empresas que no son de servicios públicos y otorga tarifas
especiales y tratamiento regulatorio para fomentar la producción de
energía renovable; y (ii) la Ley de Política Energética de 1992 (modificada
por la Ley Federal de Energía, por la Ley de Política Energética de 2005, la

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Cuentas Anuales 2023 | 131 | Grupo Repsol

Ley de Independencia y Seguridad Energética de 2007) que otorga a la
Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de los Estados Unidos el
poder de promover la competencia en los mercados mayoristas de energía
mediante el acceso abierto a las instalaciones de transmisión.
La FERC está encargada de promulgar reglas para fomentar la producción
de estos nuevos tipos de productores de energía independientes que no
son servicios públicos, a los que las partes interesadas de la industria a
menudo se refieren simplemente como "instalaciones calificadas" o "QF".
La Inflation Reduction Act (IRA) dirige el nuevo gasto federal hacia la
reducción de las emisiones de carbono, la reducción de los costos de
atención médica, la financiación del Servicio de Impuestos Internos (IRS),
la creación de una tasa impositiva corporativa mínima del 15% y la
potenciación de incentivos fiscales a las energías renovables. Así, la IRA se
han convertido en una pieza clave para el desarrollo de proyectos de
tecnologías eólicas y fotovoltaicas al prorrogar e incluso incrementar los
créditos fiscales sobre la inversión (ITC) y la producción (PTC) relacionada
con dichas tecnologías, con base en parámetros como la creación de
empleo, la fabricación nacional o la inversión en zonas deprimidas o
económicamente dependientes de los combustibles fósiles.
En la medida que se cumplan determinados requisitos relativos a salarios
y formación, el ITC ofrece un crédito general del 30% sobre las inversiones
calificables (generalmente, el 95% de la inversión total) y el PTC una
deducción sobre la producción eléctrica durante 10 años con base en la
producción real de cada año (3 cts/Kwh, actualizable con inflación). Estos
créditos pueden incrementarse hasta el 70% (ITC) y un 40% más (PTC 4.2
cts/Kwh) en función del grado de cumplimiento de ciertas condiciones
(por ejemplo: inversión en zonas con determinadas características, o
utilización de materias primas o elementos de fabricación nacional). En
suma, la IRA estructura las disposiciones fiscales con la finalidad de que
los nuevos proyectos de energía limpia creen empleos bien remunerados,
una cadena de suministro nacional y aceleren el despliegue de energía
limpia en las comunidades energéticas. En función de las características de
cada proyecto relacionado con energías limpias, los créditos fiscales
podrían financiar entre el 30 y el 70 por ciento de las correspondientes
inversiones. La IRA permite asimismo la transmisión de los créditos
fiscales a terceros (monetización de créditos) que podrán compensar los
mismos con las bases imponibles positivas que obtengan, simplificando
las actuales estructuras con socios (tax equity), más complejas y con
mayores requerimientos legales y comerciales, por lo que se espera el
desarrollo de un mercado de créditos en los próximos años.
Los proyectos de energía solar y almacenamiento también están regulados
por las leyes de cada estado, con excepción de ciertos asuntos ambientales
y operaciones en terrenos federales. Actualmente, la Compañía tiene
operaciones en Nuevo México y Texas.
En Texas, las actividades de energías renovables están reguladas por la
Comisión de Servicios Públicos de Texas y por el Consejo de Confiabilidad
Eléctrica de Texas (ERCOT). El 7 de junio de 2023, tras el final de la 88.ª
Sesión Legislativa de Texas, el Gobernador Abbott promulgó el Proyecto de
Ley 1500 de la Cámara de Representantes, que aborda varias reformas de
mercado que tendrán un efecto significativo en el mercado eléctrico de
Texas con respecto a lo siguiente:
– HB1500 brinda orientación a la Comisión de Servicios Públicos
de Texas (PUCT) con respecto a la implementación del
Mecanismo de Crédito por Desempeño (PCM) que fue
propuesto por la PUCT a principios de 2023. Según el PCM,
ciertos generadores de electricidad (principalmente
generadores de combustibles fósiles) podrían ganar un crédito
de desempeño por estar disponible cuando aumenta la
demanda. HB1500 (a) limita esta herramienta financiera a mil
millones de dólares anuales y (b) limita la aplicabilidad de los
créditos a instalaciones de generación gestionables (es decir, la
energía eólica y solar no serán elegibles para estos créditos).
– Crea un programa de servicios auxiliares que permitirá a los
generadores de energía ofertar diariamente y en tiempo real si
pueden proporcionar al menos cuatro horas de energía que
pueda encenderse dentro de las dos horas posteriores al
despliegue y tener flexibilidad de despacho para abordar inter
cambios operativos de varias horas.
– Las instalaciones de generación (incluidos los productores de
energía renovable, distintos de un recurso de almacenamiento
de energía en baterías) firmadas para la interconexión después
del 1 de enero de 2027, deberán mantener la producción de
electricidad durante los períodos de máxima demanda (es
decir, “reafirmarse”). Una instalación de generación puede
satisfacer este requisito utilizando recursos internos o externos,
incluido el almacenamiento de energía en baterías (una ventaja
para el almacenamiento de energía en baterías, aunque esto
aumentará el costo de la energía generada de forma renovable).
– Establece una provisión para el costo de construcción e
interconexión de nuevas líneas de transmisión a la red. Esto
limitaría la cantidad que los consumidores de electricidad
tendrían que pagar por los costos de conexión a la red de
ERCOT y requeriría que el resto de la cuenta fuera asumido por
los generadores de energía. Anteriormente, los costos de
interconexión serían cubiertos por los contribuyentes. Con la
limitación adicional, habrá un impacto más significativo en los
nuevos proyectos y en los desarrolladores de energía renovable
que (1) a menudo no construyen tan cerca de la red eléctrica
existente y (2) generalmente incurren en mayores costos de
conexión a la red.
– Se requiere que la PUCT estudie la asignación de costos de los
servicios auxiliares y de confiabilidad “semestralmente entre las
instalaciones de generación eléctrica y las entidades de servicio
de carga en proporción a su contribución a la falta de
confiabilidad durante los momentos de mayor riesgo de
confiabilidad debido a las bajas reservas operativas por
temporada” vigente para determinar si las energías renovables
deben pagar mayores costos de servicios auxiliares y de
confiabilidad.
Para la metodología de asignación de costos, HB1500 requiere que la
PUCT defina cómo ERCOT debe calcular y asignar el costo de proporcionar
servicios auxiliares de confiabilidad, incluido el requisito de que ERCOT
asigne estos costos semestralmente. La PUCT deberá presentar un
informe sobre la evaluación al Poder Legislativo a más tardar el 1 de
diciembre de 2026.
En Nuevo México, las actividades de energías renovables que actualmente
lleva a cabo el Grupo están reguladas por la Comisión de Regulación
Pública, por la Compañía de Servicios Públicos de Nuevo México (PNM) y
por las leyes de la Nación Jicarilla Apache (JANPA) ya que está situada en
tierras tribales.
Las autoridades federales tienen jurisdicción sobre ciertos aspectos
ambientales que afectan al sector de las energías renovables. La Agencia
de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) aplica leyes y
regulaciones como la Ley de Aire Limpio, la Ley de Agua Limpia y la Ley de
Recuperación y Conservación de Recursos.
Investigación de importaciones de paneles
En 2012, el Departamento de Comercio de Estados Unidos (DOC) impuso
derechos antidumping a las células, módulos y paneles solares
fotovoltaicos chinos y derechos compensatorios a las células, módulos y
paneles solares fotovoltaicos chinos. Las tasas variaban entre los
diferentes fabricantes y se determinaron con base en las conclusiones de la
investigación de derechos compensatorios realizada por la Comisión de
Comercio Internacional de Estados Unidos (USITC). Los derechos tenían
como objetivo contrarrestar supuestos subsidios injustos recibidos por los
fabricantes chinos.
Más tarde, en 2018, la administración Trump impuso un arancel de
salvaguardia a las células y módulos solares importados. El arancel
inicialmente fijaba una tasa del 30%, que se fue reduciendo gradualmente
a lo largo de cuatro años. El arancel afectó a todos los países que exportan
células y módulos solares a Estados Unidos, incluida China.
En febrero de 2022, el presidente Biden firmó la Proclamación 10339 “Para
continuar facilitando el ajuste positivo a la competencia procedente de las
importaciones de determinadas células fotovoltaicas de silicio cristalino
(ya sean parcial o totalmente ensambladas en otros productos)” en virtud
de la sección 201 de la Ley de Comercio de 1974, que establece un
contingente arancelario para las células fotovoltaicas de silicio cristalino
(CSPV) y un derecho adicional para los módulos compuestos por células
CSPV.

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Cuentas Anuales 2023 | 132 | Grupo Repsol

Paralelamente, Auxin, un fabricante de energía solar con sede en Estados
Unidos, emitió una petición formal solicitando una investigación sobre
elusión para determinar si las importaciones de células CSPV importadas
de Camboya, Malasia, Tailandia o Vietnam están eludiendo órdenes de
derechos antidumping y compensatorios. En marzo de 2022, el
Departamento de Comercio (DOC) inició una investigación por elusión y
descubrió (preliminarmente) que determinadas empresas intentaban
evadir los pedidos existentes de células y módulos solares procedentes de
China. En agosto de 2023, el DOC emitió su determinación final afirmando
que encontró elusión a nivel nacional en los cuatro países de la
investigación.
Consciente del riesgo para la industria solar, el lobby de la industria de la
energía solar respondió solicitando al presidente Biden que no impusiera
aranceles. En junio de 2022, el presidente Biden emitió una proclamación
que otorgaba una exención de 24 meses de derechos antidumping y
compensatorios sobre CSPV completados en Camboya, Malasia, Tailandia
o Vietnam y utilizando piezas y componentes fabricados en China.
Perú
La regulación de los hidrocarburos en Perú tiene en la Constitución Política
los fundamentos principales de su marco jurídico. La Constitución
establece que el Estado promueve la iniciativa privada, reconociendo el
pluralismo económico, debiendo el Estado actuar en un rol subsidiario en
cuanto a la actividad empresarial se refiere. Asimismo, establece que la
actividad empresarial privada o pública recibe el mismo tratamiento legal y
que la inversión nacional y la extranjera están sujetas a las mismas
condiciones.
Asimismo, la Constitución establece que los recursos naturales son
patrimonio del Estado y que por Ley Orgánica se fijan las condiciones de
su utilización y otorgamiento a particulares.
Las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, que
desarrollen actividades de hidrocarburos, se someterán expresamente a las
leyes de la República del Perú y renunciarán a toda reclamación
diplomática. Las principales entidades competentes en materia de
hidrocarburos son: el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), encargado
de elaborar, aprobar, proponer y aplicar la política del Sector; el Organismo
Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN),
encargado de la fiscalización y sanción a las personas naturales o jurídicas
que desarrollan actividades relacionadas con los subsectores de
electricidad e hidrocarburos, por el incumplimiento de las obligaciones
legales y técnicas emitidas por el MINEM y PERUPETRO S.A. El
Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) del Ministerio
del Ambiente es la institución técnica especializada para asegurar el
cumplimiento de las normas, obligaciones e incentivos establecidos en la
regulación ambiental.
Exploración y Producción
La Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH) regula este recurso natural. Para
otorgar seguridad jurídica a los inversores establece que, los contratos que
se celebren a su amparo tendrán carácter de Contratos-Ley; por
consiguiente, solo podrán ser modificados por acuerdo escrito entre las
partes. Para lograr los objetivos antes mencionados, la LOH crea
PERUPETRO S.A., empresa Estatal de Derecho Privado, organizada como
Sociedad Anónima, a la cual el Estado, en su calidad de propietario de los
hidrocarburos ubicados dentro de su territorio, otorga el derecho de
propiedad sobre dichos hidrocarburos, con la finalidad de que
PERUPETRO pueda negociar, celebrar y supervisar contratos de
exploración y/o explotación con un licenciatario (Contratista), mediante los
Contratos de Licencia, de Servicios, y otras modalidades de contratación
autorizadas por el MINEM.
Refino y comercialización de Hidrocarburos
La LOH establece que cualquier persona natural o jurídica, nacional o
extranjera, podrá instalar, operar y mantener refinerías de petróleo, plantas
de procesamiento de gas natural y condensados, asfalto natural, grasas,
lubricantes y petroquímica, con sujeción a las normas que establezca el
MINEM.
En Perú la comercialización de los productos derivados de los
hidrocarburos se rige por la oferta y demanda. Sin perjuicio de ello, a
través del Decreto de Urgencia 010-2004 se creó el Fondo para la
Estabilización de los Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo
(FEPC), como un fondo intangible destinado a evitar que la alta volatilidad
de los precios del petróleo y sus derivados se traslade a los consumidores.
El mecanismo de funcionamiento del FEPC establecido por el D.U.
010-2004 y su Reglamento, contempla que cuando el Precio de Paridad de
Importación o Exportación, según sea el caso, resulta mayor que el Límite
Superior de la Banda de Precios correspondiente, los Productores e
Importadores podrían aplicar un descuento en los precios de los
productos por el mismo valor definido por el factor de compensación
aprobado por la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de
Energía y Minas, generándose una deuda del FEPC con dichos Productores
e Importadores por el monto de las compensaciones aplicadas.
Contrariamente, cuando el Precio de Paridad de Importación o
Exportación, según sea el caso, resulta menor que el Límite Inferior de la
Banda de Precios correspondiente, se genera una obligación de los
Productores e Importadores con el FEPC definido por el factor de
aportación. El artículo 10 del D.U. 010-2004 establece que cada compañía
determinará libremente, de acuerdo a sus políticas comerciales, las primas
o descuentos a aplicar para cada producto y cliente sobre los precios
referenciales de OSINERGMIN, conservando la libertad de fijar los precios
de venta a sus clientes.
Si bien el FEPC se aplicó por muchos años, en marzo del 2020 se excluyó
al Diésel y al GLP del FEPC. Sin embargo, en marzo del 2021, el Ministerio
de Energía y Minas aprobó el Decreto Supremo N.º 006-2021- EM,
prorrogado por el Decreto Supremo N.º 015-2021-EM, que incluyó
temporalmente al Diésel para uso vehicular en el FEPC (en el período
comprendido entre el 27 de marzo y el 27 de agosto de 2021). Entre las
modificaciones más saltantes del mecanismo de reconocimiento de las
compensaciones del Fondo sólo a las empresas que mantienen su precio
de venta primaria estabilizado y sin variación respecto del precio de venta
primaria vigente a la fecha de publicación del referido decreto. Esta
disposición condiciona las compensaciones al mantenimiento de precios
fijos, contraviniendo la libertad de contratación, así como el artículo 77 de
la LOH que establece que los precios del petróleo crudo y sus derivados se
rigen por la oferta y la demanda y desnaturaliza el FEPC.
Posteriormente, el Decreto Supremo N.º 025-2021-EM, del 9 de noviembre
de 2021 incluyó el Diésel de uso vehicular al FEPC por tiempo indefinido.
También dispuso que Precio de Venta Primaria de dicho combustible debe
mantenerse estabilizado, es decir, no se encuentre por encima de la Banda
de Precio Objetivo (definido por el OSINERGMIN) correspondiente, lo
cual significa una variación con relación con la redacción de los decretos
supremos del 2021 citados anteriormente, pero permanece inalterable la
vulneración de principios como la libertad de contratación y la libre fijación
de precios del petróleo crudo y sus derivados de acuerdo con la oferta y la
demanda conforme lo establece la normativa vigente, ya que establece un
precio máximo para su comercialización, vulnerando la libertad de las
empresas de establecer su precios en el mercado. Situación similar está
ocurriendo con el GLP, el cual fue incorporado al FEPC desde setiembre
del 2021. Mediante Decreto Supremo 002-2022-EM, del 28 de marzo de
2022 se incorporó a gasolinas 84 y 90 octanos; y gasohol de 84 octanos al
FEPC. Actualmente, en virtud del Decreto Supremo 014-2021-EM, del 21 de
mayo de 2021 se ha modificado la producción de gasolinas y gasoholes a
dos tipos: Regular (octanaje menor a 95) y Premium (octanaje mayor a 95).
Regulación Medioambiental
Perú cuenta con un amplio sistema normativo ambiental, La Ley General
del Ambiente - Ley Nº 28611, del 15 de octubre de 2005, establece que toda
actividad humana que implique construcciones, obras, servicios, entre
ellas, las actividades de hidrocarburos, son susceptibles de causar
impactos ambientales de carácter significativo, estarán sujetas al Sistema
Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental; y, que los ministerios y sus
respectivos organismos públicos descentralizados, así como los
organismos regulatorios o de fiscalización, ejercen funciones y
atribuciones ambientales.
Posteriormente, por Decreto Legislativo N° 1013, del 14 de mayo de 2008,
se creó el OEFA como organismo público técnico especializado, con
personería jurídica de derecho público interno, constituyéndose en pliego
presupuestal, adscrito al Ministerio del Ambiente y encargado de las
funciones de fiscalización ambiental. Luego, a través de la Ley del Sistema

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Cuentas Anuales 2023 | 133 | Grupo Repsol

Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental- Ley Nº 29325, del 5 de
marzo de 2009, se otorgó al OEFA, la calidad de ente rector del citado
sistema de evaluación y fiscalización ambiental.
En el marco de sus funciones, OEFA está facultada para dictar medidas
administrativas, tales como medidas preventivas, mandatos de carácter
particular, entre otros. Asimismo, OEFA cuenta con facultades para las
acciones de supervisión del cumplimiento de obligaciones contenidas en
la normativa ambiental, en los instrumentos de gestión ambientales, en las
medidas administrativas y otras fuentes de obligación ambiental. Y, entre
otras, cuenta con facultades para iniciar procedimientos administrativos
sancionadores, emitir medidas cautelares antes del inicio o durante el
procedimiento administrativo sancionador cuando ello resulte necesario
para prevenir un daño irreparable al ambiente, los recursos naturales o la
salud de las personas.
Mediante el Decreto Supremo N° 039-2014-EM, del 12 de noviembre de
2014, se aprobó el Reglamento de la Protección Ambiental en las
Actividades de Hidrocarburos (RPAAH) establece que todos los titulares
de las actividades de hidrocarburos son responsables del cumplimiento de
lo dispuesto en el marco legal ambiental vigente, en los estudios
ambientales y/o instrumentos de gestión ambiental complementarios
aprobados y cualquier otra regulación adicional dispuesta por la autoridad
ambiental competente.
Asimismo, el RPAAH señala que los titulares de las actividades de
hidrocarburos son responsables por las emisiones atmosféricas, las
descargas de efluentes líquidos, la disposición de residuos sólidos y las
emisiones de ruido, desde las instalaciones que construyan u operen
directamente o a través de terceros, en particular de aquellas que excedan
los Límites Máximos Permisibles (LMP) y los Estándares de Calidad
Ambiental (ECA) vigentes, siempre y cuando se demuestre en este último
caso, siempre que existe una relación de causalidad entre la actuación del
titular de las actividades de hidrocarburos y la transgresión de dichos
estándares. Cabe señalar que cada uno de los referidos parámetros
fiscalizables a los titulares de las actividades de hidrocarburos cuenta con
una normativa ambiental especializada de obligatorio cumplimiento.
Portugal
Química
En Portugal el Decreto-Ley Nº 31/2006, de 15 de febrero fija el marco del
Sistema Petrolífero Nacional (SPN) y ha sido desarrollado y reglamentado
a través de extensa reglamentación administrativa.
Los precios de venta del petróleo crudo y de los productos petrolíferos son
libremente fijados en el mercado, sin perjuicio de las reglas de
competencia y de las obligaciones de servicio público, pero en las
Regiones Autónomas de las Azores y Madeira los precios son
administrativamente fijados por los Gobiernos Regionales. Según lo
establecido en la Ley Nº 69-A/2021, de 21 de octubre, el Gobierno cuenta
con poderes para intervenir, de modo excepcional, en la fijación los
márgenes máximos en cualquiera de los componentes comerciales del
precio de venta al público de los combustibles simples o GLP envasado.
Dichos márgenes máximos pueden ser definidos, con un plazo de
duración, para cualquier de las actividades de la cadena de valor de los
combustibles simples o del GLP envasado, siendo fijados por Portaria de
los miembros del Gobierno responsables de las áreas de economía y de
energía, tras la propuesta de la Entidad Reguladora del Sector Energético
(“ERSE”) y de la Autoridad de la Competencia (“AdC”).
La comercialización, que incluye la actividad de comercio mayorista y de
comercio menorista, es libre, pero depende de la obtención de un
certificado, además del cumplimento de otras obligaciones, especialmente
en materia fiscal y aduanera, regularidad de suministro, publicación de los
precios y la prestación de información a distintos órganos administrativos
competentes, así como de la comprobación de la idoneidad del
comercializador.
El 7 de diciembre de 2022, la ERSE aprobó el Reglamento de Supervisión
del Sistema Petrolero Nacional (SPN) (Reglamento ERSE Nº 4/2022), que
define el modelo de supervisión del sector, estableciendo una metodología
para la definición y seguimiento de los costes de referencia en toda la
cadena de valor del SPN, así como las reglas de suministro de información
por parte de los operadores del mercado.
El nuevo reglamento establece: (i) los modelos de construcción de precios
y costes de referencia para las distintas actividades de la cadena de valor
de los combustibles simples de automoción y del GLP envasado, así como
los respectivos márgenes comerciales subyacentes; (ii) la metodología de
supervisión y la lista de parámetros que se les aplican; (iii) las
obligaciones de información de los operadores del SPN;
(iv) la información que publicará la ERSE, garantizando la confidencialidad
de la información sensible desde el punto de vista comercial.
El 18 de julio de 2023, se publicaron los parámetros de la metodología de
supervisión del SPN, a través de la Directiva de la ERSE Nº 11/2023,
definiéndose los límites máximos de los márgenes comerciales en refino,
incorporación de biocarburantes, logística primaria y actividades
minoristas y en conformidad con el establecido por el Reglamento de
Supervisión del SPN. Los parámetros aplicables a la actividad supervisora
del SPN, incluyendo el respectivo proceso de fijación y revisión, están
sujetos a revisiones ordinarias que deberán realizarse cada tres años.
Existencias mínimas de seguridad
Portugal está obligado a mantener existencias mínimas de seguridad en
los sectores de petróleo crudo y/o de productos de petróleo, de acuerdo
con el Decreto-Ley Nº 165/2013, de 16 de diciembre, que transpuso la
normativa comunitaria, correspondientes a 90 días de importaciones
netas medias diarias de petróleo crudo y de productos de petróleo, en el
país, en el último año, siendo legalmente posible hacer reservas en otro
Estado Miembro de la UE, verificados todos los requisitos y cumplidas las
formalidades exigidas.
Gas Licuado del Petróleo
La regulación del GLP -canalizado, envasado y granel- se establece a través
del Decreto-Ley Nº 57-A/2018, de 13 de julio y está sujeta a control de la
ERSE, que asumió las atribuciones de la AdC en términos de supervisión,
sin perjuicio de las competencias propias de la AdC para emitir
recomendaciones y códigos de conducta, realizar estudios, inspecciones,
decidir concentraciones, iniciar expedientes administrativos por
infracciones al derecho de competencia e imponer multas, para lo que se
le atribuyen amplios poderes de investigación, incluyendo el poder de
realizar búsquedas domiciliarias.
El Decreto-Ley Nº 5/2018, del 2 de febrero determina la obligatoriedad de
comercializar GLP envasado en todas las EE.S del país, salvo previa
dispensa bajo requerimiento fundamentado del interesado.
En lo que respecta a la comercialización de GLP, el Decreto-Ley Nº
31/2006 prevé la comercialización de GLP envasado, canalizado y a granel.
El suministrador de GLP granel queda obligado a dar al cliente o al
suministrador elegido por el cliente, la opción de transmisión de la
propiedad de la instalación (almacenaje y tuberías), en el vencimiento del
contrato. En el GLP envasado, se establece la obligación legal de aceptar
envases de otras compañías, sin costes para el cliente, tal y cual se detalla
en el Decreto-Ley Nº 5/2018, de 2 de febrero, que determina además la
obligatoriedad de comercializar envases de GLP en todas las EE.S de
Portugal y determina que al GLP envasado se le aplique la normativa de
los servicios públicos esenciales y la obligación de deducir al precio de
venta del envase los “fondos de producto” que existan en la bombona
entregada por el cliente, en los términos que se definirán en legislación
reglamentar todavía no publicada.
Almacenamiento
La actividad de almacenamiento incluye la explotación (i) de instalaciones
de almacenamiento destinadas al abastecimiento directo a clientes finales,
(ii) de instalaciones de almacenamiento de productos petrolíferos en taras
y (iii) de instalaciones de venta al por mayor, y tendrán una licencia
emitida por el Ministro competente, mientras la concesión de licencia para
las demás instalaciones de almacenamiento corresponde a las autoridades
competentes para la atribución de licencias. El procedimiento de
obtención de las licencias de explotación de instalaciones de
almacenamiento de productos petrolíferos y condiciones de fiscalización
se definen en el Decreto-Ley Nº 267/2002 en su versión revisada.
El almacenamiento de combustibles líquidos, GLP y otros gases derivados
del petróleo, combustibles sólidos y otros productos petrolíferos está
regulado por el Decreto-Ley Nº 267/2002, de 26 de noviembre, en su

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Cuentas Anuales 2023 | 134 | Grupo Repsol

versión revisada, en la Portaria nº 1188/2003, de 10 de octubre y en la
Portaria nº 1515/2007, de 30 de noviembre, por la que se regulan las
solicitudes de licencia de combustible para instalaciones exentas de
licencia y las de licencia simplificada.
Se establece el derecho de acceso de terceros a las grandes instalaciones
de almacenaje que sean declaradas de interés público, cuyos titulares
quedarán obligados a permitir el acceso a terceros, en condiciones
técnicas y económicas no discriminatorias, transparentes y objetivas, así
como el derecho de acceso a las grandes instalaciones de almacenamiento
y distribución de GLP canalizado para comercialización a clientes finales.
Estaciones de servicio (EE.S)
Las EE.S están sujetas a la obtención de licencia, de acuerdo con el
Decreto-Ley Nº 267/2002, de 26 de noviembre en su versión revisada. La
Ley Nº 6/2015, de 16 de enero, en su versión revisada, impone a todos los
operadores de EE.S la obligación de comercializar combustibles sin
aditivos, denominados combustibles simples.
El Decreto-Ley nº 170/2005, de 10 de octubre, modificado por el Decreto-
Ley nº 120/2008, de 10 de julio, obliga a publicitar los precios de venta de
combustibles en los monolitos de las EE.S y, en el caso de áreas de
servicio ubicadas en autopistas, paneles comparativos (se comparan los
precios de las dos áreas de servicio siguientes) en la propia autopista.
Regulación medioambiental
En materia preventiva medioambiental el Decreto-Ley Nº 151-B/2013, de 31
de octubre (Régimen Jurídico de la Evaluación del Impacto
Medioambiental – RJAIA de los proyectos públicos o privados susceptibles
de crearen daño o impactos significativos en el medioambiente), establece
que determinadas instalaciones (en particular las refinerías y
petroquímicas, los ductos para transporte de petróleo, las instalaciones de
almacenamiento de petróleo, productos petroquímicos o productos
químicos, las instalaciones industriales de superficie para extracción de
petróleo, entre otras), están sujetas a un procedimiento de inspección para
evaluar los impactos significativos en el medioambiente y a la imposición
de medidas condicionantes y/o compensatorias, mientras el Decreto-Ley
Nº 152-B/2017 determina que los cambios climáticos, la población y salud
humana y el suelo deberán ser objeto de evaluación en los procedimientos
futuros. Este régimen, así como lo aplicable a los de recursos hídricos, fue
modificado por el Decreto-Ley n.º 87/2023, de 10 de octubre.
El Decreto-Ley Nº 127/2013, de 30 de agosto, establece el régimen de las
emisiones industriales, con el objetivo de evitar y reducir las emisiones
para prevención y control integrado de la emisiones y se aplica a las
instalaciones industriales en este sector, en particular a las refinerías y
petroquímicas, estableciendo la obligación de obtener una licencia
medioambiental que fije un amplio conjunto de requisitos y condiciones
que el beneficiario debe respetar, en particular límites de emisión de
contaminantes y medidas para la gestión de residuos, entre otros,
previamente al desarrollo de la actividad.
El Decreto-ley N.º 150/2015, de 5 de agosto, establece el régimen de
prevención de accidentes graves con sustancias peligrosas y limitaciones
de sus consecuencias para la salud humana y medioambiente.
El Decreto-Ley nº 12/2020, de 6 de abril, establece el régimen jurídico del
comercio de licencias de gases de efecto invernadero e impone a los
operadores que produzcan gases de efecto invernadero la obligación de
obtener un TEGEE – Título de Emissão de Gases com Efeito de Estufa, de
acuerdo con las Directivas Comunitarias y del Protocolo de Kioto, mientras
la Portaria nº 420-B/2015, de 31 diciembre impone en algunos productos
petrolíferos tasas adicionales sobre emisiones de CO2, basadas en los
precios de las subastas de licencias de emisión en el CELE.
El régimen jurídico de responsabilidad medioambiental ha sido aprobado
por el Decreto-Ley nº 147/2008, de 29 de julio, y define el ámbito objetivo y
subjetivo en bases del principio general del contaminador-pagado r de la
responsabilidad medioambiental de los operadores económicos,
imponiendo la obligación de constitución de una o más garantías
financieras (propias y autónomas, alternativas o complementarias entre sí)
que permita a los operadores asumir la responsabilidad medioambiental
inherente a su actividad, que se podrán constituir a través de diversos
instrumentos. Este régimen se complementa con la “Ley Marco de las
Contra-Ordenaciones Medioambientales”, publicada por la Ley Nº
50/2006, de 29 de agosto, que fija multas cuyos límites máximos pueden
alcanzar los 5 millones de euros en caso de procedimientos sancionadores
muy graves y en delitos practicados con duelo, además de la posibilidad de
aplicación de sanciones asesorías como la cancelación de permisos y
licencias otorgadas, cesación o cierre de la actividad.
El Decreto-Ley Nº 75/2015, de 11 de mayo(LUA), estableció el Título Único
Medioambiental para la simplificación de los procedimientos y regímenes
de licenciamiento medioambiental, reglamentando la emisión del título
único ambiental (TUA) que contiene todas las condiciones para la
construcción, explotación y monitoreo de un proyecto en materia
medioambiental y todos los títulos y permisos administrativos necesarios
para desarrollar la actividad.
El Decreto-Ley Nº 68-A/2015, de 30 de abril, establece la normativa relativa
a la eficiencia energética y producción en cogeneración, transponiendo la
Directiva Nº 2012/27/UE, del Parlamento Europeo y del Consejo de 25 de
octubre de 2012, aplicable a otras empresas que no sean
“PME” (Pequeñas y Medias Empresas) y que quedan obligadas a
registrarse en la Dirección General de Energía y Geología DGEG y registrar
toda la información relativa a sus consumos de energía, para monitorizar
la evolución de dichos consumos, debiendo además realizar una auditoría
energética independiente cada cuatro años.
Cambio climático y combustibles alternativos
La Resolución del Consejo de Ministros Nº 53/2020, de 10 de julio, aprobó
el PNEC 2030 (Plan Nacional Energía y Clima 2030), definiendo como
objetivos, entre otros, descarburar la economía nacional y reforzar la
apuesta por las energías renovables y reducir la dependencia energética del
país y la Resolución del Consejo de Ministros Nº 63/2020, de 14 de
agosto, aprobó el Plan Nacional del Hidrógeno – EN-H2, de origen
exclusivamente verde.
Los niveles de calidad y características de los productos petrolíferos se
encuentran previstas en (i) el Decreto-Ley nº 89/2008, de 30 de mayo
(reglas de calidad relativas a gasolinas y gasóleo) y en (ii) el Decreto-Ley nº
281/2000, de 10 de noviembre, que establece los límites del nivel de azufre
de determinados tipos de combustible líquidos derivados del petróleo.
El Decreto-Ley Nº 84/2022, de 9 de deciembre establece las metas
referentes al consumo de energía proveniente de fuentes renovables,
haciendo la transposición ,para la normativa portuguesa, de la RED II
donde se concretan: (i) las metas nacionales para utilización de energía
renovable en el consumo de energía además para la cuota de energía con
procedencia de fuentes renovables para utilización en los transportes,
pasando a incluir, en el futuro, la aviación, el transporte marítimo y
ferrocarril; (ii) los criterios de sostenibilidad de la producción y utilización
de biocombustibles, biolíquidos y combustibles biomásicos (iii) los
criterios de reducción de gases con efecto invernadero para combustibles
renovables de origen no biológica y combustibles de carbono reciclado;
(iv) los mecanismos de emisión de certificados de origen para la
electricidad producida a partir de fuentes renovables, energía de
calentamiento y refrigeración, gases de bajo carbono y de origen renovable
así como para la producción de energía en cogeneración; (v) los
mecanismos de promoción de biocarburantes en los transportes
terrestres, . El diploma fue reglamentado por la Portaría Nº 110-A/2023, de
24 de abril, que establece las fórmulas de cálculo para la electricidad
producida a partir de energía hídrica y eólica, las reglas de cálculo para el
impacto de los biocombustibles, bioliquidos y combustibles foséis,
biomásicos para la contribución a los gases de efecto invernadero.
El Decreto-Ley Nº 60/2017, de 9 de junio, establece el marco legal de
creación de una infraestructura de combustibles alternativos: electricidad,
hidrógeno, biocombustibles, combustibles sintéticos y parafínicos, gas
natural – comprimido o licuado y GLP. La Resolución del Consejo de
Ministros Nº 88/2017, de 26 de junio, aprobó el Cuadro de Acción
Nacional para el desarrollo del mercado de combustibles alternativos en el
sector de los transportes.
La Ley sobre las Bases del Medioambiente (Ley Nº 98/2021, de 31 de
diciembre) establece el marco normativo bajo el cual Portugal se
compromete a alcanzar la neutralidad de carbono en 2050 a través de la
puesta en marcha de medidas y políticas de transición energética. La Ley
deberá ser concretada a lo largo de los próximos años por legislación
complementaria que introducirá modificaciones en el sector energético a
través de la implementación de distintas medidas y políticas de transición

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Cuentas Anuales 2023 | 135 | Grupo Repsol

energética: fiscalidad verde, tasas de carbono sobre el uso de los
combustibles, políticas para el uso de vehículos eléctricos y híbridos de
cara a la prohibición de la comercialización de vehículos impulsados
exclusivamente por combustibles fósiles en 2035, uso restrictivo de gas
natural de origen fósil en la producción de electricidad, incentivos al uso
de fuentes de origen renovable en la producción de electricidad, economía
circular en la industrialización.
El Decreto-Ley Nº 30-A/2022, del 18 de abril, aprobó un conjunto de
medidas excepcionales destinadas a garantizar la simplificación de los
procedimientos de producción de energía a partir de fuentes renovables
modificado por el Decreto-ley N.º11/2023, de 10 de febrero,que establece la
simplificación de los licenciamientos. Estas medidas estarán en vigor
durante un periodo de 2 años.
El 19 de octubre fue aprobado el Decreto-Ley Nº 72/2022 que reforzó las
medidas excepcionales de flexibilización previstas en el Decreto-Ley nº 30-
A/2022, aplicables principalmente a los proyectos de instalación de plantas
de energía renovable (incluidas las plantas fotovoltaicas), instalaciones de
almacenamiento, unidades de producción para el autoconsumo y
unidades de producción de hidrógeno verde.
Las novedades se centran, principalmente, en: (i) la agilización de los
procesos de control previo de las operaciones urbanísticas; (ii) la creación
de un nuevo criterio de priorización en el acceso a los acuerdos de reserva
de capacidad con los operadores de red, y (iii) la posibilidad de ampliar el
plazo del periodo de prueba de operación pre-comercial de las centrales
que obtuvieron capacidad de recepción en la red pública en las subastas
de 2019, 2020 y 2021.
El Decreto-Ley N.º 11/2023, de 10 de febrero – Simplificación y reforma de
los licenciamientos de medioambiente - aprueba medidas de
simplificación de la concesión de licencias existentes, eliminación de
autorizaciones, licencias, actos y procedimientos poco relevantes en
materia de protección ambiental, facilitando así la actividad económica sin
comprometer la protección del medio ambiente. Subrayamos los
principales cambios introducidos por esta ley: (i) Cambios en el Régimen
Jurídico de la Evaluación de Impacto Ambiental (RJAIA); (ii) Cambios en
los regímenes de la Reserva Agrícola Nacional (RAN) y de la Reserva
Ecológica Nacional (REN); (iii) Cambios en el régimen de protección del
alcornoque y la encina; (iv) Modificación del régimen jurídico de utilización
de los recursos hídricos y de la ley de aguas; y (v) Modificación del
estatuto por el que se establecen los principios generales de actuación que
deben seguir los servicios y organismos de la Administración Pública.
El 14 de julio de 2023 se publicó un Despacho conjunto de la Agencia
Portuguesa de Medioambiente y de la Dirección General de Energía y
Geología (DGEG) referente a los proyectos de centros de producción de
electricidad, a partir de energías renovables, en la que se condiciona la
presentación de una serie de elementos a la prosecución de las solicitudes
de evaluación previa para la decisión de someter dichos proyectos a una
Evaluación de Impacto Ambiental (EIA).
En el 6 de septiembre, se publicó el Decreto-Ley Nº 80/2023 por lo cual se
establece la asignación de capacidad de conexión a la red para
instalaciones de consumo de energía eléctrica en zonas de gran demanda
(identificando expresamente Sines para la aplicación del régimen especial)
y se establece un procedimiento excepcional para esas situaciones
Regulación del sector eléctrico y gas natural
En Portugal el Decreto-Ley Nº 15/2022, del 14 de enero, fija el marco del
Sistema Eléctrico Nacional y ha sido desarrollado y reglamentado a través
de diversa reglamentación administrativa.
El Decreto-Ley Nº 62/2020, de 28 de agosto, fija el marco del Sistema
Nacional de Gas y ha sido desarrollado y reglamentado a través de extensa
reglamentación administrativa.
Al amparo del Decreto-Ley Nº 15/2022, la Portaria Nº 112/2022, del 14 de
enero, aprueba el Estatuto del Cliente Electrointensivo que establece un
conjunto de obligaciones e incentivos destinados a garantizar a las
instalaciones que se benefician de ello condiciones de mayor igualdad en
términos de competencia en relación con instalaciones de naturaleza
similar que operan en otros en otros Estados miembros de la Unión
Europea.
El régimen de la comercialización de electricidad para la movilidad
eléctrica está reglamentado por el Decreto-Ley Nº 39/2010, de 26 de abril,
que determina que la actividad sólo puede ser ejercida por operadores de
puntos de recarga debidamente licenciados.
Los precios de los suministros de electricidad y gas natural de los
comercializadores de mercado a sus clientes se acuerdan libremente entre
las partes. No obstante, los precios incluyen una parte correspondiente a
las tarifas de acceso a las redes establecidas de acuerdo con los
Reglamentos Tarifarios del sector eléctrico y del sector del gas
(Reglamento Nº 828/2023 y Reglamento Nº 13/2023, de 25 de julio),
aprobados por la ERSE.
Las tarifas de electricidad hasta 31 de diciembre de 2022 fueran aprobadas
(en régimen de aprobación excepcional) por la Directiva Nº 14/2023, de 26
de julio. Las tarifas de gas para vigorar de 1 de octubre de 2023 hasta 30 de
septiembre de 2024 fueran aprobadas por la Directiva Nº 135/2023, de 25
de julio.
La comercialización, que incluye la actividad de comercio mayorista y de
comercio menorista, es libre, pero depende de registro por la Dirección
General de Geología y Energía, además del cumplimento de otras
obligaciones, de calidad de suministro, y la prestación de información a
distintos órganos administrativos competentes, así como de la
comprobación de la idoneidad del comercializador. Para acceder al
régimen de mercado mayorista es necesario detener el estatuto de agente
de mercado, de acuerdo con el Reglamento de las Relaciones Comerciales
y la actuación en los mercados mayoristas está sujeta al régimen
establecido en el Reglamento (UE) Nº 1227/2011 del Parlamento Europeo y
del Consejo de 25 de octubre de 2011 sobre la integridad y la transparencia
del mercado mayorista de la energía.
Los comercializadores celebran con los operadores de las redes de
transporte y distribución de electricidad y con los operadores de las redes
de transporte, infraestructuras de almacenamiento y distribución de gas
natural los contratos de acceso a las redes de acuerdo con el Reglamento
de Relaciones Comerciales del sector eléctrico y del sector de gas
(Reglamento Nº 827/2023, de 28 de julio), el Reglamento de Acceso a las
Redes e Interconexiones del sector eléctrico (Reglamento Nº 818/2023, de
27 de julio) y el Reglamento de Acceso a las Redes e Interconexiones del
sector del gas (Reglamento Nº 407/2021, de 12 de mayo) aprobados por la
ERSE.
El Decreto-Ley Nº 33/2022, de 14 de mayo, estableció el mecanismo
excepcional y temporal de ajuste de los costes de generación eléctrica en el
ámbito del Mercado Ibérico de la Electricidad ("MIBEL"). Este decreto-ley
se publica simultáneamente con la publicación, en España, del Real
Decreto-ley Nº10/2022, de 13 de mayo, con un objetivo y contenido
similar.
La obligación de constitución de reservas de seguridad de gas natural
recae sobre los comercializadores en régimen de mercado y los
comercializadores de último recurso. Las cantidades mínimas globales de
reservas de seguridad son fijadas por Portaria del Ministro responsable
por el sector energético y no pueden ser inferiores a las cantidades
necesarias para garantizar el consumo de los clientes protegidos y para
satisfacer el consumo no interrumpible de las centrales eléctricas en
régimen ordinario en los 12 meses anteriores al mes de cálculo. De
acuerdo con la Portaria Nº 297/2011, de 16 de noviembre,y la Portaria
Nº59/2022, de 28 de enero, las reservas mínimas de seguridad son: (i) al
31 de diciembre de 2015, 24 días de consumo promedio, (ii) al 31 de
diciembre de 2020, 30 días de consumo promedio, (iii) al 31de diciembre
de 2022, (a) 45 días de consumo medio anual de los clientes protegidos; y
(b) 16 días de consumo equivalente a la capacidad máxima de las centrales
de ciclo combinado no interrumpible y (iv) al 31 de diciembre de 2025, 35
días de consumo promedio.
En el periodo comprendido entre el 1 de octubre y el 31 de marzo del año
siguiente, los agentes del mercado con cartera de consumo de gas
constituirán y mantendrán una reserva adicional en el sistema nacional del
gas en la infraestructura de almacenamiento subterráneo de gas.
La cantidad de reserva adicional en el sistema nacional del gas constituir
por cada agente del mercado se define de forma escalonada a lo largo de
dicho periodo, y se calcula en función de las carteras individuales de

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Cuentas Anuales 2023 | 136 | Grupo Repsol

consumo verificadas en el periodo anual comprendido entre mayo del año
anterior y abril del año de publicación del presente decreto.
La cantidad global de la reserva adicional del sistema nacional del gases
variable a lo largo del período comprendido entre el 1 de octubre y el 31 de
marzo del año siguiente, y no podrá superar una cantidad máxima de 700
GWh.
El Decreto-Ley Nº 70/2022, del 14 octubre, determina la creación de
reservas estratégicas adicionales de gas natural, pertenecientes al Estado
Portugués, y determina medidas extraordinarias y temporarias de
seguridad del aprovisionamiento de gas.
Los suministros de electricidad y de gas natural son calificados como de
servicios públicos esenciales y por eso sometidos al régimen de los
servicios públicos esenciales establecido en la Ley Nº 23/96, de 26 de julio,
en su redacción actual, que establece distintos mecanismos de protección
a los clientes como sean las obligaciones de información y asistencia de
los comercializadores, obligaciones de notificaciones con antecedencias
mínimas para interrupciones de los suministros, prohibición de consumos
mínimos y plazos mínimos de pago y de prescripciones del derecho de
recibir los precios de los servicios.
La actividad de comercialización de electricidad y de gas natural está sujeta
al cumplimiento de los requisitos y estándares de calidad del servicio
establecidos en el Reglamento de Calidad del Servicio aprobado por la
ERSE, que establece obligaciones de compensación a los clientes en caso
de incumplimiento.
La comercialización de electricidad y de gas natural está sujeta a la
reglamentación y supervisión por parte de la ERSE y al régimen
sancionatorio del Sector Energético establecido en la Ley N.º 9/2013 de 28
de enero. Como regulador del sector, la ERSE es la autoridad
administrativa con competencia para supervisión y aplicación de sanciones
en consecuencia de prácticas comerciales desleales, incumplimientos en la
prestación de servicios de promoción, información y apoyo a los
consumidores y usuarios a través de los centros de atención telefónica, los
deberes relacionados con el libro de reclamaciones y el régimen aplicable a
las garantías en los contratos de suministro a los consumidores de
servicios públicos
Reino Unido
Principales legislaciones nacionales y principales reguladores
La principal legislación que rige el desarrollo del petróleo y el gas natural
en el Reino Unido es la Ley del Petróleo de 1998 (modificada) (la “Ley del
Petróleo”). Además de la Ley del Petróleo, existen varias disposiciones
legislativas sobre medio ambiente y salud y seguridad que se aplican a la
industria del petróleo y el gas.
Según la Ley del Petróleo, todos los derechos sobre el petróleo pertenecen
a la Corona. El Reino Unido no tiene una empresa petrolera estatal y el
Estado no participa directamente en la producción de petróleo y gas, salvo
en su calidad de regulador. El Estado se beneficia económicamente de la
industria a través de su régimen fiscal.
El Departamento de Seguridad Energética y Cero Neto
(“DESNZ”) es el departamento del gobierno del Reino Unido responsable
de la política energética general, incluida la seguridad del suministro de
energía, la garantía del funcionamiento adecuado de los mercados
energéticos, el fomento de una mayor eficiencia energética y el
aprovechamiento de las oportunidades del cero neto. En términos de
petróleo y gas, DESNZ tiene la responsabilidad de la regulación ambiental
y el desmantelamiento costa afuera a través del Regulador de Petróleo
Marino para el Medio Ambiente y el Desmantelamiento (“OPRED”).
La Autoridad de Transición del Mar del Norte ("NSTA") es el nombre
operativo de la autoridad reguladora independiente del Reino Unido
responsable de conceder licencias y regular la exploración y el desarrollo de
los recursos de petróleo y gas del Reino Unido, la captura, el uso y el
almacenamiento de carbono (CCUS) y el almacenamiento de gas en alta
mar. El nombre legal del regulador es Autoridad de Petróleo y Gas
(“OGA”). El objetivo principal de la NSTA es maximizar la recuperación
económica del petróleo del Reino Unido mientras se trabaja para alcanzar
el objetivo de cero emisiones netas del Reino Unido para 2050. La
Estrategia OGA entró en vigor el 11 de febrero de 2021 e incluye una
obligación central de maximizar la recuperación económica, además de
ayudar a lograr el objetivo de cero emisiones netas. La Estrategia OGA es
vinculante para el Secretario de Estado, DESNZ, NSTA y todos los titulares
de licencias, operadores y propietarios de instalaciones marinas en el
UKCS.
NSTA también tiene poder para resolver disputas, asistir a reuniones,
recopilar datos y muestras e imponer sanciones para hacer cumplir el
nuevo régimen regulatorio.
El Ejecutivo de Salud y Seguridad (“HSE”) es el regulador independiente
responsable de hacer cumplir el régimen de salud y seguridad en el Reino
Unido. HM Treasury es responsable de los asuntos fiscales y HM Revenue
& Customs administra el régimen fiscal.
El objetivo del régimen regulatorio en el Reino Unido es:
• maximizar la recuperación económica de las reservas de
petróleo y gas del Reino Unido mientras trabajamos para
alcanzar el objetivo de cero emisiones netas del Reino Unido
para 2050,
• prevenir daños ambientales,
• respetar las normas medioambientales y de salud y seguridad, y
• proteger al contribuyente del Reino Unido de cualquier
responsabilidad residual.
Códigos de práctica voluntarios
También se espera que los titulares de licencias del UKCS cumplan con
varios códigos de prácticas voluntarios basados en la industria. El Código
de Prácticas Comerciales promueve comportamientos comerciales
positivos en el UKCS y el Código de Prácticas de Infraestructura facilita el
acceso a la infraestructura por parte de terceros.
Tratados y convenciones internacionales
El Reino Unido es signatario de una serie de tratados y convenios
internacionales que afectan la regulación del petróleo y el gas en el Reino
Unido. El acceso del Reino Unido a su plataforma continental y el límite de
sus mares territoriales se rigen por la Convención de Ginebra de 1958
sobre la Plataforma Continental y la Convención de las Naciones Unidas
sobre el Derecho del Mar de 1982 (“UNCLOS”). El régimen de
desmantelamiento del Reino Unido se ve afectado por el Convenio para la
Protección del Medio Marino del Atlántico Noreste (“OSPAR”) de 1998.
Régimen de Licencias
La regulación en el Reino Unido se basa en un régimen de licencias y no
en un acuerdo de producción compartida.
El poder de otorgar licencias “para buscar, perforar y obtener petróleo” en
las aguas territoriales del Reino Unido y en la UKCS corresponde a la
NSTA.
La licencia es un acto contractual celebrado entre la OGA y el licenciatario
(de forma solidaria si hay más de un licenciatario). Los términos y
condiciones de la licencia (denominadas “Cláusulas modelo”) se publican
en la legislación secundaria y, para las licencias costa afuera, se
encuentran en el Reglamento de Licencias (Producción) (Áreas Marítimas)
de Petróleo de 2008.
Normativa de Medio Ambiente y Seguridad y Salud
Si bien el desarrollo de petróleo y gas está regulado y controlado
principalmente mediante los términos de la licencia y la Ley del Petróleo,
existe además un amplio marco de legislación ambiental y de salud y
seguridad que los titulares de licencias deben cumplir. Los principales
reguladores son OPRED y HSE, la Agencia de Medio Ambiente y la
Agencia Escocesa de Protección Ambiental.
En 2015, se promulgaron varias leyes ambientales, de salud y de seguridad
del Reino Unido para implementar los requisitos de la Directiva de
seguridad en alta mar de la UE (“OSD”) que se adoptó el 10 de junio de
2013 en respuesta al desastre de Deepwater Horizon en el Golfo de
México. La OSD requería la creación de una Autoridad Competente (“CA”)
extraterritorial. Desde que el Reino Unido abandonó la UE, el Regulador de
Accidentes Mayores en alta mar (OMAR) es la autoridad competente en

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Cuentas Anuales 2023 | 137 | Grupo Repsol

alta mar del Reino Unido. Las funciones de CA son desempeñadas por la
OPRED y el HSE. OMAR asume ciertas funciones tales como aceptar,
evaluar, aprobar y/o inspeccionar Casos de Seguridad relevantes, Planes
de Emergencia de Contaminación por Petróleo y Notificaciones de Pozos.
Los Reglamentos de Empresas (Informe de Directores) y Sociedades de
Responsabilidad Limitada (Informe de Energía y Carbono) de 2018 han
introducido la política del Gobierno del Reino Unido sobre Informes
Simplificados de Energía y Carbono (SECR), que entró en vigor el 1 de abril
de 2019. SECR, entre otras cosas, requiere Las grandes empresas que no
cotizan en bolsa deben informar sobre su uso anual de energía y sus
emisiones de gases de efecto invernadero, incluidos el gas, la electricidad y
el combustible para el transporte, así como un índice de intensidad a
través de sus informes empresariales.
Reglamento de desmantelamiento
El desmantelamiento de instalaciones y oleoductos marinos está regulado
por la Parte IV de la Ley del Petróleo. El Secretario de Estado (actuando a
través de DESNZ) tiene facultades en virtud de la Ley del Petróleo para
enviar notificaciones a una amplia gama de personas, haciéndolas
solidariamente responsables de llevar a cabo y pagar un programa de
desmantelamiento legal aprobado. El principal objetivo del régimen de
desmantelamiento es garantizar que el costo del desmantelamiento no
recaiga en el Secretario de Estado y, en última instancia, en el
contribuyente del Reino Unido. El Reino Unido también ha adoptado una
serie de tratados y acuerdos internacionales y regionales, incluidos
UNCLOS, Directrices y normas de la OMI y OSPAR.
Sistema de Comercio de Emisiones del Reino Unido (“UK ETS”)
El UK ETS se lanzó en el Reino Unido el 1 de enero de 2021, para
reemplazar la participación del Reino Unido en el EU ETS y proporcionar
un mecanismo de fijación de precios del carbono como herramienta para
lograr el objetivo neto cero del Reino Unido. Es, en gran medida, muy
similar al EU ETS, ya que es un plan de límites máximos y comercio que
busca reducir las emisiones de GEI exigiendo a los operadores de
instalaciones en ciertos sectores de uso intensivo de energía que
entreguen una cantidad de derechos de emisión igual a las emisiones
totales de dióxido de carbono. (y algunos otros GEI) de la instalación para
ese año.
Venezuela
La Constitución de la República Bolivariana de Venezuela dispone que los
yacimientos mineros y de hidrocarburos, cualquiera que sea su naturaleza,
existentes en el territorio nacional, bajo el lecho del mar territorial, en la
zona económica exclusiva y en la plataforma continental, pertenecen a la
República, son bienes del dominio público y, por tanto, inalienables e
imprescriptibles.
El Estado se reserva, mediante ley orgánica, y por conveniencia nacional, la
actividad petrolera. Por razones de soberanía económica, política y de
estrategia nacional, el Estado conserva la totalidad de las acciones de
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), o del ente que pueda crearse para
el manejo de la industria petrolera.
La Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH) regula todo lo relativo a la
exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte,
almacenamiento, comercialización, conservación de los hidrocarburos, así
como lo referente a los productos refinados y a las obras que la realización
de estas actividades requiera. De acuerdo a la LOH, las actividades
relativas a la exploración, extracción, recolección, transporte y
almacenamiento de hidrocarburos, están reservadas al Estado, quien
podrá realizarlas directamente o mediante empresas de su exclusiva
propiedad. Igualmente podrá hacerlo mediante Empresas Mixtas en las
que ostente una participación mayor del cincuenta por ciento (50%) del
capital social.
Los acuerdos de Empresas Mixtas a que se refiere la LOH, no establecen
restricciones a estas sociedades para transferir fondos en forma de
dividendos en efectivo, reembolso de préstamos o anticipos realizados por
sus accionistas en moneda extranjera (USD).
Las actividades relativas a la exploración, explotación, recolección,
almacenamiento, utilización, industrialización, comercialización y
transporte del gas natural no asociado y del gas asociado se rigen por lo
dispuesto en la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y su
Reglamento. En fecha 14 de enero de 2016 se publicó el Decreto
Presidencial N.º 2.184 en la Gaceta Oficial Extraordinaria de la República
Bolivariana de Venezuela N.º 6.214, mediante el cual se declaró Estado de
Excepción y Emergencia Económica en todo el territorio nacional, por un
lapso de sesenta (60) días, el cual le faculta a dictar medidas
excepcionales y extraordinarias de orden económico, social, ambiental,
político, jurídico entre otros. El Estado de Excepción y Emergencia ha sido
extendido consecutivamente en varias oportunidades, siendo la última, el
Decreto Presidencial Nº. 4.440, publicado el 23 de febrero de 2021, en la
Gaceta Oficial (Extraordinario) Nº 6.615, por sesenta (60) días de
duración, contados a partir de su publicación. La Asamblea Nacional
Constituyente fue promovida por el Presidente de la República Bolivariana
de Venezuela, Nicolás Maduro, mediante el Decreto Presidencial N.º 2.830
publicado el 1 de mayo de 2017, órgano al que todos los organismos del
Poder Público quedan subordinados estando obligados a cumplir y a hacer
cumplir los actos jurídicos que emanen de dicha Asamblea. El tiempo
máximo de funcionamiento de esta Asamblea se ha fijado en un plazo de
dos años. El 20 de mayo de 2019 la Asamblea Nacional Constituyente
publicó en la Gaceta Oficial N.º 41.636 un Decreto Constituyente mediante
el cual extendió la vigencia de funcionamiento de la Asamblea Nacional
Constituyente al menos hasta el día treinta y uno (31) de diciembre del año
dos mil veinte (2020).
En Gaceta Oficial N.º 41.310 del 29 de diciembre de 2017, se publicó la Ley
Constitucional de Inversión Extranjera Productiva, la cual establece
principios, políticas y procedimientos que regulen las inversiones
extranjeras productivas de bienes y servicios. La legislación especial que
regule las inversiones extranjeras en sectores específicos de la economía
se aplicará con preferencia a dicha ley, entre ellos, los relacionados con la
materia de hidrocarburos, minería y telecomunicaciones. A la fecha, no ha
sido publicado el Reglamento sectorial correspondiente.
El 5 de enero de 2018 culminó el plazo establecido en la Resolución N.º
164 del Ministerio del Poder Popular de Petróleo, publicada en la Gaceta
Oficial del 6 de diciembre de 2017, para la revisión y validación de todos
los contratos nacionales e internacionales suscritos y los que están por
suscribirse, por parte de PDVSA, sus filiales y las Empresas Mixtas donde
PDVSA posea acciones. A la fecha, el proceso de revisión continúa en
curso en las Empresas Mixtas, encontrándose a la espera de los resultados
del mismo.
En Gaceta Oficial N.º 41.825, de fecha 19 de febrero de 2020, fue publicado
el Decreto Presidencial N.º 4.131 mediante el cual se declaró la emergencia
energética de la industria de hidrocarburos, para adoptar las medidas
necesarias para garantizar la seguridad energética nacional y proteger la
industria ante la agresión multiforme, externa e interna, que se ejecuta
para afectar la producción y comercialización petrolera del país. En dicho
Decreto se ordenó la creación de la Comisión Presidencial para la Defensa,
Reestructuración y Reorganización de la Industria Petrolera Nacional Alí
Rodríguez Araque, la cual tiene como objeto el diseño, supervisión,
coordinación y reimpulso de todos los procesos productivos, jurídicos,
administrativos, laborales y de comercialización de la industria petrolera
pública nacional y sus actividades conexas, incluyendo a PDVSA y la CVP;
pudiendo esta Comisión diseñar y aplicar un conjunto de medidas
especiales, de carácter temporal, dirigidas a incrementar, mejorar y
reimpulsar las capacidades productivas, de gestión administrativa,
financiera y comercial de la industria petrolera pública nacional y sus
actividades conexas.
Posteriormente, en Gaceta Oficial N.º 42.071, de fecha 19 de febrero de
2021, el Presidente de la República a través de Decreto N.º 4.436, prorroga
por doce (12) meses, el plazo establecido en el Decreto N.º 4.268, de fecha
19 de agosto de 2020, mediante el cual fue declarada la emergencia
energética de la industria de hidrocarburos.
En la Gaceta Oficial (Ext.) N.º 6.583, de fecha 12 de octubre de 2020, la
Asamblea Nacional Constituyente publicó la denominada Ley
Constitucional Antibloqueo para el Desarrollo Nacional y la Garantía de los
Derechos Humanos (“Ley Antibloqueo”), con vigencia desde la fecha de su
publicación. La ley tiene por objeto establecer un marco normativo que
provea al Poder Público de herramientas jurídicas para contrarrestar,
mitigar y reducir los efectos nocivos generados por la imposición, contra
Venezuela de medidas coercitivas unilaterales y otras medidas restrictivas
o punitivas, emanadas o dictadas por otro Estado o grupo de Estados, por
organizaciones internacionales u otros entes públicos o privados foráneos,
que afectan los derechos humanos, atentan contra el Derecho

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Cuentas Anuales 2023 | 138 | Grupo Repsol

Internacional y afectan el derecho al desarrollo libre y soberano del pueblo
venezolano consagrado en la Constitución.
La nueva legislación es de orden público y de interés general, por lo que
sus disposiciones serán aplicables a todas las ramas del Poder Público, así
como a las personas naturales y jurídicas, públicas y privadas en todo el
territorio nacional.
Régimen monetario
El 20 de febrero de 2018, se anunció el lanzamiento de la criptomoneda
“Petro”, respaldada con reservas del campo 1 del Bloque Ayacucho de la
Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez Frías, con el objetivo de crear
una moneda alternativa al dólar y una economía digital y transparente para
el beneficio de los países emergentes. Dicha compra podrá realizarse en
divisas convertibles: yuanes, liras turcas, euros y rublos. El 19 de marzo, el
Presidente de los Estados Unidos de América firmó la orden ejecutiva por
la que prohíbe a personas estadounidenses y residentes en Estados
Unidos realizar transacciones con cualquier moneda digital emitida por el
gobierno venezolano a partir del 9 de enero de 2018, lo cual aumenta el
régimen de sanciones de dicho país sobre personas naturales y jurídicas
de Venezuela.
El 2 de agosto de 2018, la Asamblea Nacional Constituyente publicó en la
Gaceta Oficial Nº 41.452 un Decreto mediante el cual se establece la
Derogatoria de la Ley del Régimen Cambiario y sus Ilícitos, con el
propósito de otorgar a los particulares, tanto a personas naturales como
jurídicas, nacionales o extranjeras, las más amplias garantías para el
desempeño de su mejor participación en el modelo de desarrollo
socioeconómico del país. El 7 de septiembre de 2018 el Banco Central de
Venezuela (BCV) publicó en la Gaceta Oficial Extraordinaria Nº 6.405 el
denominado Convenio Cambiario Nº 1 (el “Convenio Cambiario”), cuyo
objeto es el de establecer la libre convertibilidad de la moneda en todo el
territorio nacional.
El 2 de mayo de 2019 el Banco Central de Venezuela publicó en la Gaceta
Oficial N.º 41.624 la Resolución N.º 19-05-01, mediante la cual se habilitan
las denominadas mesas de cambio de divisas.
El 19 de noviembre de 2019, la Presidencia de la República publicó un
Decreto mediante el cual se instruye a las personas naturales y jurídicas,
públicas y privadas en cuanto a la obligatoriedad del registro de
información y hechos económicos expresados contablemente en
Criptoactivos Soberanos, sin perjuicio de su registro en bolívares.
El Banco Central de Venezuela emitió una circular el 13 de marzo de 2020
que permitió a las instituciones bancarias autorizadas, a vender divisas en
efectivo, según el Convenio Cambiario N.º 1. La circular entró en vigencia
el 13 de marzo de 2020 y estableció que son sujetos de aplicación los
bancos universales y casas de cambio regulados por la Ley de Instituciones
del Sector Bancario y autorizados como intermediarios especializados para
efectuar operaciones cambiarias al menudeo.
La misma circular establece que los sujetos indicados anteriormente
deben solicitar una autorización a la Gerencia de Operaciones Cambiarias
del BCV para vender divisas en efectivo derivadas de las operaciones
cambiarias al menudeo. Estas últimas son operaciones de venta de divisas
por cantidades iguales o inferiores a 8.500 Euros, o su equivalente en otra
divisa.
El 6 de agosto de 2021, mediante Decreto N.º 4.553 publicado en Gaceta
Oficial N.º 42.185 de la misma fecha, el Ejecutivo Nacional decretó una
nueva expresión monetaria del bolívar, efectiva a partir de 1 de octubre del
año 2021, lo que trajo como consecuencia que todo importe expresado en
moneda nacional, antes de la citada fecha, deberá ser convertido a la
nueva unidad, dividiendo entre un millón (1.000.000).
Posteriormente, en Gaceta Oficial N.º 42.191 de 16 de agosto de 2021, el
Banco Central de Venezuela dictó las Normas que Rigen la Nueva
Expresión Monetaria (Resolución N.º 21-08-01), para regular aspectos
relacionados con la nueva escala monetaria del bolívar establecida en el
Decreto N.º 4.553 del Ejecutivo Nacional.

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Cuentas Anuales 2023 | 139 | Grupo Repsol

La compañí a
La misión de Repsol (su razón de ser) es ser una compañía energética comprometida con un mundo sostenible.
Nuestra visión (hacia donde se dirige Repsol) es ser una compañía energética global que, basada en la innovación, la eficiencia y el
respeto, crea valor de manera sostenible para el progreso de la sociedad.
Repsol ha definido unos valores –“Eficiencia, Respeto, Anticipación y Creación de valor”– y unas conductas de Compañía –“Orientación a
resultados, Responsabilización, Actitud emprendedora, Liderazgo inspirador y Colaboración”– para lograr hacer de la misión una realidad
y de nuestra visión un reto alcanzable.
Información adicional en www.repsol.com.

El Informe de Gestión
Repsol 1 , en su compromiso con la transparencia, ha preparado este Informe de Gestión consolidado (en adelante Informe de Gestión)
integrando la información financiera y la no financiera y, específicamente, la información de sostenibilidad, para ser el referente de la
información pública anual del Grupo.
Este Informe de Gestión contiene una exposición fiel sobre la evolución de los negocios, los resultados y la situación financiera del
Grupo Repsol, junto con una descripción de los principales riesgos e incertidumbres a los que se enfrenta y la estrategia definida en el
Plan Estratégico. Incorpora también la información sobre sostenibilidad que comprende, entre otros, los ámbitos Medioambiental,
Social y de Gobernanza (ESG por sus siglas en inglés).
El informe no solo cumple con los requerimientos legales aplicables 2 sino que se alinea con las mejores prácticas y, en particular, con
las recomendaciones del “Marco Conceptual para la preparación del informe Integrado” del International Integrated Reporting Council
(IIRC), la “Guía para la Elaboración del Informe de Gestión de las Entidades Cotizadas” de la CNMV y las "Directrices E 2017/C
215/01" de la Comisión Europea sobre la presentación de informes no financieros.
Este informe ha de ser leído con las Cuentas Anuales consolidadas 2023, que junto con este Informe han sido registradas en la CNMV
(www.cnmv.es) y están también disponibles en www.repsol.com.

La información
La información financiera incluida en este documento, salvo que se indique expresamente lo contrario, ha sido elaborada de acuerdo
con el modelo de reporte por segmento de negocio que se describe en el Anexo II y en la Nota 3 “Segmentos de negocio de Repsol”
de las Cuentas Anuales consolidadas 2023. Este modelo de reporte utiliza Medidas Alternativas de Rendimiento (MAR) de acuerdo
con las Directrices de la European Securities Markets Authority (ESMA) 3, es decir, magnitudes “ajustadas” respecto a aquellas que se
presentan de acuerdo con NIIF-UE.
La información de sostenibilidad se presenta conforme a la Guía del Global Reporting Initiative(GRI) 4. El Anexo V.c) “Índice GRI”
contiene el listado de los indicadores de Sostenibilidad que se incluyen a lo largo de este informe, así como en otros informes
públicos de Compañía. Estos indicadores, junto con la información adicional requerida por la Ley 11/2018, y los desgloses sobre las
actividades medioambientalmente sostenibles conforme a la Taxonomía de Finanzas Sostenibles comprenden el Estado de
Información no Financiera, cuyo contenido se identifica en el Anexo V.d) “Estado de Información no financiera”. Adicionalmente y de
manera voluntaria, este informe incorpora indicadores de acuerdo a SASB "Sustainability Accounting Standards Board" (Anexo V.f),
Corporate Human Rights Benchmark (CHRB), IPIECA y WEF “World Economic Forum; Stakeholder Capitales Metrics WEF -
International Business Council”(Anexo V.h). Por último, para la elaboración de esta información se han tenido en cuenta los 10
principios del Pacto Mundial de Naciones Unidas 5.
En materia de gobierno corporativo, Repsol publica un Informe Anual de Gobierno Corporativo ( Anexo VI) y un lnforme Anual sobre
Remuneraciones de los Consejeros (Anexo VII), elaborados conforme a lo previsto en el artículo 540 y 541 de la Ley de Sociedades de
Capital siguiendo las instrucciones de la CNMV 6 .
La información prospectiva contenida en los diferentes apartados de este documento refleja los planes, previsiones o estimaciones de
los administradores del Grupo a la fecha de su formulación. Estos se basan en asunciones que son consideradas razonables, sin que
dicha información prospectiva pueda interpretarse como una garantía de desempeño futuro de la entidad, en el sentido de que tales
planes, previsiones o estimaciones se encuentran sometidos a riesgos e incertidumbres que implican que el desempeño futuro del
Grupo podría no coincidir con el inicialmente previsto.
1 En adelante, las denominaciones “Repsol”, “Grupo Repsol” o “la Compañía” se utilizarán, de manera indistinta, para referirse al grupo de empresas formado por Repsol,
S.A. y sus sociedades dependientes, asociadas y acuerdos conjuntos.
2 Entre otras, el Código de Comercio, el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital y la Ley 11/2018, de 28 de diciembre, que modifica el Código de Comercio, el
Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital y la Ley de Auditoría de Cuentas en materia de información no financiera y diversidad, y que transpone al Derecho
español la Directiva 2014/95/UE en lo que respecta a la divulgación de información no financiera.
3 El Anexo II “Medidas alternativas de rendimiento” incluye la conciliación entre las magnitudes ajustadas y las correspondientes a la información financiera NIIF-UE
4 Se siguen todos los estándares GRI en su versión 2016, a excepción de los estándares de Agua (2018), Salud y Seguridad Laboral (2018), Fiscalidad (2019), Residuos
(2020) y universales (2021). Adicionalmente se sigue el nuevo estándar GRI para el sector Oil&Gas (2021), que sustituye al GRI-G4-OG de 2012.
5 Ver apartado 7.
6 Establecidas en la Circular 3/2021, de 28 de septiembre, de la CNMV, por la que se modifican los modelos de los informes anuales de gobierno corporativo y de
remuneraciones de los consejeros de las sociedades cotizadas. Asimismo, la Compañía sigue las recomendaciones del Código de Buen Gobierno de las Sociedades
Cotizadas revisado por la CNMV el 26 de junio de 2020.
Mensaje del
Presidente
Estimados accionistas:
La industria es un motor esencial para la prosperidad
económica y el bienestar social de Europa. Este sector
estratégico no solo lidera el desarrollo tecnológico y la
innovación en el continente, sino que también destaca por su
capacidad para crear empleo de calidad, su efecto tractor en
otros ámbitos de la economía y su impacto positivo en la
balanza comercial.
Sin embargo, las primeras décadas del siglo XXI no han sido
propicias para la industria europea. Desde 2014, la Comisión
Europea ha elaborado documentos y desarrollado estrategias
para tratar de revertir el declive del sector y potenciar una
industria innovadora y sostenible, que alcanzase el 20% del PIB
en todos sus estados miembros en el año 2020.
Lamentablemente, ni la Unión Europea, ni España, han
conseguido alcanzar este objetivo.

Informe de Gestión Integrado 2023 | 1 | Grupo Repsol

Una de las claves para revertir la progresiva pérdida de tejido
industrial puede estar en las políticas europeas para la
descarbonización de nuestra economía, un proceso que ofrece
claras oportunidades para fortalecer este sector, al mismo
tiempo que presenta una serie de riesgos si la legislación no es
la adecuada.
Para cumplir los objetivos de reducción de emisiones de la UE,
la industria está invirtiendo en mejorar la eficiencia energética
de sus procesos y adaptar sus instalaciones actuales para
fabricar productos de baja, nula o incluso negativa huella de
carbono. Esto está suponiendo una fuerte inversión en
innovación y, sobre todo, la puesta en marcha de nuevos
proyectos industriales por todo el continente. En sentido
contrario, la industria europea está soportando unos costes
inherentes a la transición energética que no tienen sus
competidores fuera de la UE.
Para superar esta situación es imprescindible que los planes de
descarbonización comiencen a definirse desde una perspectiva
inclusiva, que contemple el uso de todas las tecnologías que
permitan avanzar hacia la neutralidad climática de manera
eficiente, tal y como establece el Pacto Verde Europeo. Además,
en el caso de España sería necesario habilitar un marco fiscal
adecuado y estable, así como políticas energéticas y regulatorias
sin sesgos tecnológicos, que respalden todas las inversiones
necesarias para transformar el sector.
Falta de apoyo a la industria europea
Hoy, la industria europea representa el 15% del PIB y da trabajo
a más de 31 millones de personas. En el marco del proceso de
descarbonización, uno de los sectores que más puede contribuir
a mejorar estas cifras es el refino, que está proyectando una
veintena de instalaciones por toda Europa para producir
combustibles renovables. La planta que Repsol está a punto de
poner en operación en Cartagena y la que tiene previsto
inaugurar en Puertollano en 2025 son dos de estos proyectos y
un buen ejemplo de la capacidad de la industria para
transformarse, desarrollar nuevas tecnologías y seguir
dinamizando la economía.
Sin embargo, las fuertes inversiones previstas por algunas
empresas no son suficientes. Es necesario que las
administraciones públicas apoyen de manera clara la transición
o, al menos, no introduzcan barreras para la maximización de la
iniciativa privada. Los planes de apoyo a la descarbonización y la
regulación energética deben servir para crear entornos
atractivos, que faciliten la realización de inversiones para
adaptar las instalaciones existentes y garantizar su viabilidad
futura, a la vez que potencian el desarrollo de sectores
adicionales.
Resulta fundamental que la regulación y las políticas
gubernamentales en Europa apoyen e impulsen la industria que
compite en el mercado libre, a nivel internacional. Es clave
diferenciar entre la industria competitiva y la que se conoce
como extractiva o regulada, como las redes eléctricas y la
generación renovable, que opera con seguridad y sin riesgo de
competencia exterior, y es retribuida por el Estado y pagada por
todos los consumidores. La regulación en Europa ha apoyado
casi en exclusiva a la industria extractiva, y creo que ha llegado
el momento de poner el foco en impulsar la industria
competitiva, la que más valor añadido aporta a la economía con
menos coste para los ciudadanos.
Debemos llevar a cabo una transición energética que reduzca
las emisiones y descarbonice la economía, pero de manera
ordenada y a un ritmo que permita mantener la fortaleza de la
industria competitiva europea, asegurando el suministro
energético y unos costes de la energía asequibles. De lo
contrario, corremos el riesgo de que el liderazgo industrial y
tecnológico se focalice entre Estados Unidos y China. La UE
tiene grandes capacidades tecnológicas, pero no hacemos de
ellas una palanca para competir con el resto del mundo.

Informe de Gestión Integrado 2023 | 2 | Grupo Repsol

Debemos llevar a cabo
una transición energética
que reduzca las emisiones
y descarbonice la economía,
pero de manera ordenada
y a un ritmo que permita
mantener la fortaleza
de la industria competitiva
europea
Un entorno regulatorio seguro y estable
Para poder planificar el futuro, el sector industrial necesita unas
reglas de juego estables y habilitadoras, centradas en potenciar
y no en prohibir. Deben impulsar la reducción de emisiones de
CO2, pero también garantizar a la sociedad el acceso a una
energía segura y asequible y proteger la competitividad de las
empresas. En este sentido, es fundamental contar con un
marco fiscal competitivo que no penalice las inversiones
industriales, que necesitan tiempo y madurez para ser viables y
crear nuevos empleos, que en este sector se caracterizan por
ofrecer remuneraciones por encima de la media.
Un primer paso sería fomentar las inversiones industriales a
través de un sistema de incentivos fiscales, que apoye por igual
a todas las tecnologías que pueden ayudar a reducir las
emisiones de CO2, tal como está sucediendo en EE.UU. a través
de la Inflation Reduction Act (IRA). Mientras estos cambios no
se produzcan, las empresas industriales europeas seguirán
compitiendo en desventaja, lo que acabará reduciendo nuestra
presencia en los mercados internacionales y aumentará el riesgo
de deslocalización y pérdida de puestos de trabajo.
También sería importante lograr una mayor homogeneidad en
los incentivos que las empresas reciben en cada país.
Lógicamente, cada Gobierno define su propia política de ayudas
al sector industrial con total autonomía, pero esto da lugar a
situaciones contradictorias e incluso injustas dentro de la UE,
con países que priman tecnologías de descarbonización que en
otros lugares apenas reciben atención y ofrecen mejores
condiciones que otros para el desarrollo de proyectos
industriales. El resultado es que hay países europeos donde
invertir en la descarbonización de la industria resulta menos
rentable, lo que acaba perjudicando la competitividad de sus
empresas.
Por otro lado, antes de aprobar una nueva regulación resulta
imprescindible analizar, de manera seria y rigurosa, el impacto
que puede tener en cuestiones tan relevantes como la
competitividad de las empresas, el empleo industrial, la
cohesión social o la recaudación fiscal, para que se puedan
poner en marcha medidas concretas para mitigarlas o
neutralizarlas. Entre estos impactos se encuentra, sin duda, la
necesidad de disponer de la financiación necesaria, ya que el
despliegue de tecnologías como los combustibles renovables, el
hidrógeno, el biogás, el biometano o la captura, uso y
almacenamiento de CO2, que van a ser fundamentales para la
descarbonización, va a requerir de elevadas inversiones por
parte del sector industrial.
Por ejemplo, Bruselas considera que los combustibles
renovables van a ser la principal herramienta para reducir la
huella de carbono en los sectores del transporte que no se
pueden electrificar, como el aéreo o el marítimo. Sin embargo,
es sorprendente que no se tome la decisión de fomentar su uso
en el transporte por carretera, donde pueden y deben jugar un
papel clave para reducir las emisiones a corto plazo de turismos
y camiones, protegiendo la histórica fortaleza de la industria de
automoción europea, basada en el motor de combustión.
Si esta tecnología no se despliega masivamente, y el uso de los
combustibles renovables queda limitado a aerolíneas y navieras,
el mercado de este producto se reducirá bastante, lo que hará
menos atractivas las inversiones para desarrollar el sector. La
consecuencia es que Europa tendrá menos plantas de
producción de las necesarias para cubrir la creciente demanda
de estos combustibles, lo que elevará su precio y obligará a
importarlo de terceros países, que son los que generarán
dinamismo económico, puestos de trabajo y reinversiones.

Informe de Gestión Integrado 2023 | 3 | Grupo Repsol

Cada sector económico
tiene sus necesidades
específicas, así que no se
puede exigir a todos que
descarbonicen sus
actividades a la misma
velocidad ni que utilicen
una única solución para
conseguirlo
Seguridad de suministro y precios asequibles
La industria europea se enfrenta a un entorno regulatorio poco
favorable que, además, tiende a ignorar sus necesidades. Un
buen ejemplo es el actual sistema energético de la UE. En la
última década, Bruselas se ha centrado en el desarrollo de las
renovables que, pese a haber aumentado su peso en el mix
energético, aún no pueden generar toda la energía que la
industria necesita, debido a su intermitencia y la imposibilidad
actual de almacenarla. En cambio, ha renunciado a seguir
invirtiendo en otras energías básicas para su economía, como el
gas natural, que hoy utilizamos para calentar nuestros hogares,
alimentar los procesos industriales o generar electricidad.
El resultado de esta estrategia es que Europa sigue dependiendo
de terceros países para cubrir su demanda. El sistema
energético es ahora más sostenible, sin duda, pero no está
suficientemente diversificado, por lo que no es capaz de
garantizar a la sociedad un suministro seguro de energía a
precios asequibles. Por regla general, la energía sigue siendo
cara, lo que, en el caso de la industria, perjudica la
competitividad del sector y pone en peligro la viabilidad de las
inversiones que debemos realizar para completar nuestra
transformación.
En las próximas décadas, los hidrocarburos van a seguir siendo
necesarios en muchos sectores mientras no existan alternativas
seguras y eficientes. Poner trabas a su producción, como está
haciendo la UE, solo sirve para reducir la oferta y, como
consecuencia, incrementar los precios que pagan empresas y
consumidores por esa energía que necesitan. En su lugar,
Bruselas debería poner el foco en la demanda, invirtiendo en
todos los sectores para conseguir que su consumo de energía
sea más eficiente.
En Repsol, por ejemplo, llevamos años realizando inversiones
para mejorar la eficiencia energética de nuestros complejos
industriales, lo que nos ha permitido disminuir el consumo de
gas natural de forma significativa. Otra opción sería impulsar la
renovación del envejecido parque automovilístico español,
facilitando a los ciudadanos la compra de nuevos vehículos, que
están equipados con motores de combustión más eficientes y,
por tanto, con un menor consumo.
Una transición energética justa para toda la sociedad
Desde Repsol consideramos urgente repensar la transición
energética actual y dar forma a un nuevo modelo más justo, que
involucre a toda la sociedad y no deje a nadie atrás. Cada sector
económico tiene sus necesidades específicas, así que no se
puede exigir a todos que descarbonicen sus actividades a la
misma velocidad ni que utilicen una única solución para
conseguirlo. Por eso, nuestra prioridad debe ser fomentar el
desarrollo de todas las tecnologías que pueden contribuir a la
reducción de emisiones de CO2. De esta forma, empresas y
ciudadanos tendrán más opciones a su disposición, lo que les
permitirá elegir en cada caso la solución energética que resulte
más eficiente y se ajuste mejor a sus necesidades.
Repsol cuenta con el conocimiento y la experiencia necesaria
para liderar el camino de España hacia la neutralidad climática.
De hecho, ya lo estamos haciendo con nuestros proyectos
industriales relacionados con los combustibles renovables, el
hidrógeno o la economía circular. Solo necesitamos menos
barreras ideológicas y normativas para avanzar en estos
proyectos y seguir dinamizando la economía y creando empleo
de calidad.
Gracias por su confianza y apoyo.
Antonio Brufau Niubó
Presidente

Informe de Gestión Integrado 2023 | 4 | Grupo Repsol

Mensaje del
Consejero Delegado
Estimados accionistas:
A lo largo de los tres últimos años, esta compañía ha cumplido
la mayor parte de los objetivos que nos planteamos en el Plan
Estratégico 2021-2025, la hoja de ruta que ha guiado nuestra
gestión en este periodo. Por eso hemos decidido adelantar la
actualización de este plan y plantearnos nuevos retos de
negocio con la vista puesta en 2027, que nos permitirán seguir
evolucionando y acercarnos al objetivo de ser cero emisiones
netas en 2050.
Antes de presentar las líneas generales de la nueva estrategia,
permítanme hacer un balance del trabajo realizado en los tres
años de vigencia del anterior plan, en el que uno de los
principales logros ha sido el fortalecimiento de nuestra posición
financiera. En 2023 hemos sido capaces de generar un flujo de
caja operativo de 7.064 millones de euros, lo que evidencia la
alta calidad de nuestro portafolio integrado de negocios, la
gestión disciplinada que hemos realizado y lo acertado de la
estrategia de futuro que hemos venido desarrollando.

Informe de Gestión Integrado 2023 | 5 | Grupo Repsol

Uno de los pilares de esta estrategia ha consistido en reforzar la
competitividad de nuestros negocios y maximizar su generación
de caja. Hoy contamos con unos activos de primer nivel
mundial, que destacan por su eficiencia energética, su
flexibilidad y el uso de tecnología de vanguardia, lo que nos
permite contribuir a la independencia energética de España y
garantizar el suministro de petróleo y gas, dos fuentes de
energía que siguen siendo imprescindibles para la economía.
Otra de las claves de esta estrategia ha sido desarrollar
plataformas de crecimiento bajas en carbono allí donde
tenemos ventajas competitivas y dotarlas de la escala necesaria.
A la puesta en marcha de este tipo de iniciativas hemos
dedicado el 32,5% de las inversiones totales de este periodo.
Nos han permitido, por ejemplo, continuar con la
transformación de nuestros seis complejos industriales en la
Península Ibérica, que estamos convirtiendo en polos
multienergéticos capaces de tratar residuos de diferente
naturaleza y fabricar productos de baja, nula e incluso negativa
huella de carbono. Entre estos proyectos destacan la
construcción en Cartagena de la primera planta de España que
producirá combustibles renovables a partir de residuos
orgánicos y la inauguración, en octubre del año pasado, de
nuestro primer electrolizador en la refinería de Petronor.
Los combustibles renovables y el hidrógeno son dos de los
pilares de la estrategia de reducción de emisiones de la
compañía, que incluye la construcción de una segunda planta de
combustibles renovables en Puertollano para 2025 y la instalación
de electrolizadores en todos los complejos industriales, siempre
que contemos con un marco regulatorio y fiscal adecuado. Son
proyectos innovadores para la economía española, que ayudarán
a revitalizar la industria y crear empleo de calidad, pero que
necesitan mayor colaboración por parte de las administraciones
públicas. Para hacer posible su puesta en marcha necesitamos
una regulación más estable e inclusiva, que fomente el uso de
todas las tecnologías de descarbonización, y una fiscalidad
previsible y justa, que dé plena seguridad a las inversiones que
debemos realizar para evolucionar hacia una industria innovadora
y sostenible.
Entre las claves del anterior Plan Estratégico ha destacado
también el aumento de nuestra capacidad de generación
eléctrica renovable. Hoy, Repsol es un actor relevante en el
sector renovable internacional, con una cartera de proyectos
amplia y diversificada geográficamente. En 2023, por ejemplo,
pusimos en marcha 1.088 MW de potencia eólica y fotovoltaica
en España, Estados Unidos y Chile. Además, hemos llegado a
acuerdos para adquirir plataformas de desarrollo de activos,
como Asterion Energies, con proyectos en España e Italia, y
ConnectGen, que se dedica a la energía eólica terrestre, la solar
y el almacenamiento en Estados Unidos, uno de los mercados
de energía renovable más grandes y con mayor potencial. En
total, nuestra capacidad de generación renovable, incluyendo las
centrales hidroeléctricas y de bombeo, asciende a 2.800 MW.
Hacia una compañía multienergética
En los tres últimos años, Repsol ha consolidado su perfil como
proveedor de multienergía, que puede cubrir todas las
necesidades energéticas de sus clientes tanto en el hogar como
en la movilidad. Con este propósito hemos reforzado nuestra
posición en el sector eléctrico español, con operaciones como
la compra del 50,01% de la comercializadora CHC Energía.
Esto, sumado al crecimiento orgánico, apoyado en nuestra red
única y nuestra reconocida marca, hizo posible que
superásemos los dos millones de clientes de electricidad y gas
un par de años antes de la fecha señalada en el anterior Plan
Estratégico y que, además, cerrásemos el ejercicio como el
cuarto operador del sector eléctrico en número de clientes.
Desde 2021 hemos ampliado nuestra gama de soluciones bajas
en carbono para la movilidad. Además de incrementar el
número de puntos públicos de recarga eléctrica hasta 1.850,
nos hemos convertido en la primera compañía de España en
suministrar en sus estaciones de servicio combustibles 100%
renovables, nuestra principal apuesta para reducir las
emisiones de CO2 de forma rápida y eficiente en todos los
sectores del transporte. Hoy ya se puede repostar este
combustible en más 60 estaciones de la Península Ibérica y el
objetivo es cerrar el año con 600.
El gran hito de nuestra estrategia multienergía ha sido el
lanzamiento de los Planes Energías en abril del año pasado. Se
trata de un programa pionero en España, que integra todas las
energías que suministramos a nuestros clientes, a los que
ofrecemos ahorros en función del número de servicios
contratados. Este proyecto no solo impulsó los resultados del
negocio de movilidad, sino que contribuyó a consolidar Waylet
como la app de pago de referencia en este país, con 7,5
millones de usuarios registrados, que a lo largo de 2023 se
beneficiaron de importantes ahorros al repostar en nuestras
estaciones de servicio.
En los tres últimos años hemos reorganizado también los
activos de Exploración y Producción, centrando la actividad en
áreas con ventajas competitivas, sobre todo en países de la
OCDE como EE.UU, con proyectos que priorizan el valor sobre
el volumen de producción. En 2023 vendimos los activos de
petróleo y gas en Canadá y tomamos la decisión final de
inversión en el gran proyecto de Campos 33, en Brasil. En total,
la producción media de hidrocarburos fue de 599.000 barriles
de petróleo al día, lo que supone un aumento del 9% respecto
al año anterior.

Informe de Gestión Integrado 2023 | 6 | Grupo Repsol

Esta compañía ha cumplido
la mayor parte de los
objetivos del Plan Estratégico
2021-2025, así que hemos
decidido adelantar su
actualización y plantearnos
nuevos retos de negocio con
la vista puesta en 2027
Generación de caja y resultados en un entorno complejo
En los tres años de vigencia del Plan Estratégico, Repsol
desarrolló sus actividades en un entorno internacional complejo
y poco predecible, que tensionó los precios de las materias
primas y generó incertidumbre sobre la evolución de la
economía. Pese a ello obtuvimos unos resultados realmente
sólidos en este periodo, en el que acumulamos un resultado
neto de 9.918 millones de euros, lo que nos ha permitido
compensar las pérdidas de más de 7.000 millones de euros
registradas en 2019 y 2020, debido principalmente a la
excepcionalidad de la pandemia.
En el caso de 2023, el resultado neto ha sido de 3.168 millones
de euros, un 25% menos que en el anterior ejercicio, en un
contexto en el que los precios del crudo y del gas fueron
significativamente más bajos. Además, durante el pasado
ejercicio logramos un hito relevante, como es la incorporación
como socios de inversores tan destacados en el panorama
internacional como EIG en el área de Exploración y Producción
y EIP y Crédit Agricole en renovables.
Nuestra sólida posición financiera nos permitió también reducir
la deuda neta, que ha bajado de 6.778 millones de euros en 2020
a 2.096 millones al cierre del último ejercicio, y afrontar así los
retos a corto plazo con las máximas garantías. Pero lo más
importante es que hemos cumplido antes de tiempo los
objetivos de retribución para todos ustedes, nuestros más de
520.000 accionistas, la mayoría pequeños ahorradores
españoles, que solo el año pasado recibieron 2.461 millones de
euros entre dividendos y amortizaciones de acciones.
La retribución de los accionistas es un buen ejemplo del grado
de cumplimiento de nuestros objetivos. El año pasado, el
dividendo en efectivo alcanzó la cifra de 0,70 euros por acción, lo
que supone que hemos superado en un 8% el objetivo que nos
habíamos planteado para 2023 en el anterior Plan Estratégico.
Además, en los dos últimos ejercicios hemos amortizado 310
millones de acciones, un 210% más de lo previsto, lo que nos
permitirá seguir incrementando la remuneración que los
accionistas reciben por cada uno de sus títulos.
Una actualización estratégica rentable y sostenible
Como han podido comprobar, Repsol ha cumplido la mayoría
de los objetivos fijados en el Plan Estratégico 2021-2025. Es el
momento, por tanto, de fijarnos nuevos retos y aprovechar las
múltiples oportunidades que la transición energética ofrece para
el crecimiento de esta compañía. La actualización estratégica
que acabamos de aprobar, que estará vigente entre los años
2024 y 2027, mantiene los ambiciosos objetivos de
descarbonización que habíamos fijado para 2030 y confirma
que este proceso puede ser sostenible y rentable.
En este periodo, el nivel de inversión neta se establece entre
16.000 y 19.000 millones de euros. Más del 35% se dedicará a
iniciativas bajas en carbono, con el objetivo de incrementar la
producción de combustibles renovables, hidrógeno y
biomateriales, acelerar el desarrollo orgánico de la amplia
cartera de proyectos renovables y consolidar nuestra posición
como líderes en multienergía en España, con un servicio
diferencial para los clientes.
Otro de los objetivos estratégicos será garantizar un dividendo
en efectivo creciente y previsible a nuestros accionistas, un
capítulo al que dedicaremos 1.095 millones de euros en 2024.
El objetivo es que la cuantía total del dividendo aumente un
mínimo del 3% anual, que luego complementaremos, mediante
la recompra y la amortización de acciones, hasta alcanzar el
25-35% del total del flujo de caja generado por las operaciones.
Para empezar, el dividendo en efectivo crecerá un 30% en 2024,
hasta 0,9 euros por acción.
Se trata de una estrategia de futuro sólida y convincente, que
nos permitirá garantizar la transformación de la compañía en
los próximos años y que, al mismo tiempo, contribuirá a los
objetivos de desarrollo sostenible de Naciones Unidas. Además,
en el despliegue de esta nueva estrategia nos comprometemos
a seguir respetando los Diez Principios del Pacto Mundial sobre
derechos humanos, normas laborales, anticorrupción y medio
ambiente, como demuestra mi compromiso personal con el
CEO Water Mandate, una iniciativa que nos llevará a ampliar la
gestión sostenible del agua más allá de nuestras instalaciones.
La actividad de esta compañía ayuda también a dinamizar la
economía de los países en los que estamos presentes. En 2023
invertimos 2.328 millones de euros (el 38% del total) en España,
donde contribuimos a las arcas públicas con 10.466 millones de
euros, lo que supone cerca del 70% de los impuestos que
pagamos en todo el mundo y nos convierte en la empresa del
Ibex 35 que más contribuye fiscalmente a las arcas públicas. En
la actualidad, Repsol emplea a más de 25.000 personas en 27
países, donde trabajamos con más de 4.000 proveedores, el
86% de origen local.
Hoy, Repsol genera el 20% de la energía que se consume en
España. Es, sin duda, la gran contribución al progreso de este
país por parte de esta compañía y de sus trabajadores, a los que
quiero agradecer especialmente su esfuerzo y su compromiso
con este proyecto. Estamos seguros de esta actualización
estratégica nos ayudará a seguir cumpliendo esta labor de
servicio esencial para la sociedad española.
A todos, mi más sincero reconocimiento y gratitud.
Josu Jon Imaz
Consejero Delegado

Informe de Gestión Integrado 2023 | 7 | Grupo Repsol

La actualización estratégica
mantiene los ambiciosos
objetivos de descarbonización
para 2030 y establece el nivel
de inversión neta entre 16.000
y 19.000 millones de euros,
con más del 35% dedicado a
iniciativas bajas en carbono

Índice |
1. | Resumen del año | 9
2. | Nuestra compañía |  | 12
| 2.1 | Cadena de valor y negocios |  |
| 2.2 | Repsol en el mundo |  |
| 2.3 | Estructura societaria |  |
| 2.4 | Gobierno Corporativo |  |
| 2.5 | Estrategia |  |
3. | Entorno |  |  | 20
| 3.1 | Entorno macroeconómico |  |
| 3.2 | Entorno energético |  |
4. | Resultados financieros y retribución a nuestros accionistas |  | 23
| 4.1 | Resultados |  |
| 4.2 | Generación de caja |  |
| 4.3 | Situación financiera |  |
| 4.4 | Retribución a nuestros accionistas |
5. | Desempeño de los negocios |  | 28
| 5.1 | Exploración y Producción |  |
| 5.2 | Industrial |  |
| 5.3 | Cliente |  |
| 5.4 | Generación Baja en Carbono |  |
6. | Evolución |  | 52
| 6.1 | Evolución previsible del entorno |
| 6.2 | Evolución previsible de los negocios |
| 6.3 | Riesgos |  |  |

7. | Sostenibilidad | 56
| 7.1 | Aspectos generales |
| 7.2 | Información medioambiental |
| 7.3 | Información social |
| 7.4 | Información de gobernanza |
| 7.5 | Fiscalidad responsable |
Anexos | 125
Anexo I. Tabla de conversiones y abreviaturas
Anexo II. Medidas alternativas de rendimiento
Anexo III. Estados Financieros consolidados modelo de reporting Repsol
Anexo IV. Riesgos
Anexo V. Información adicional de sostenibilidad (incluye Estado de Información No Financiera)
Anexo VI. Informe Anual de Gobierno Corporativo
Anexo VII.lnforme Anual sobre Remuneraciones de los Consejeros

Informe de Gestión Integrado 2023 | 8 | Grupo Repsol

1. Resumen del año
Normalización en los
mercados de energía
Durante 2023, la economía global se ha mostrado resiliente,
recuperando una senda de moderado crecimiento pero con una
elevada incertidumbre. El entono global ha venido marcado por
un complejo escenario geopolítico, por las decisiones de
política monetaria para hacer frente a la inflación y por la
pérdida de impulso en la recuperación de la economía china.
Los precios del petróleo crudo y, sobre todo, del gas natural,
han sufrido un notable descenso en el año, que ha impulsado
una caída de precios generalizada de los productos energéticos
y ha hecho desaparecer la amenaza de una crisis en los
mercados de la energía, sobre todo europeos. l Para más
información véase el apartado 3. Entorno.
Sólidos resultados
y posición financiera
En este contexto marcado por la caída de precios en los
sectores de energía, Repsol ha obtenido unos buenos
resultados, aunque inferiores a los del año anterior.

Resultados del periodo |  |
(Millones de euros) | 2023 | 2022 | ∆
Exploración y Producción | 1.779 | 3.029 | (41%)
Industrial | 2.734 | 3.241 | (16%)
Cliente | 614 | 421 | 46%
GBC | 75 | 144 | (48%)
Corporación y otros | (191) | (61) | (215%)
Resultado ajustado | 5.011 | 6.774 | (26%)
Efecto patrimonial | (453) | 78 | (681%)
Resultados específicos | (1.274) | (2.507) | 49%
Minoritarios | (116) | (94) | (23%)
Resultado neto | 3.168 | 4.251 | (25%)

El resultado ajustado, que mide la marcha ordinaria de los
negocios, ha sido 5.011 millones de euros, un 26% inferior al de
2022. En el negocio de Exploración y Producción (E&P), los
resultados (1.779 millones de euros) descienden un 41% como
consecuencia de la caída de los precios de realización del crudo
(-17%) y, sobre todo, del gas (-48%), que ha sido mitigada por
un aumento de la producción del 9%, hasta los 599.000 bep/d.
En los negocios del segmento Industrial los resultados, aun
habiendo alcanzado los 2.734 millones de euros, muestran un
descenso del 16% sobre los del año anterior, como
consecuencia de la moderación en los márgenes de refino -
compensada en parte por la elevada utilización de las
instalaciones- y, sobre todo, de los bajos márgenes del negocio
de química en Europa; por el contrario, los negocios de trading
han aportado mayores resultados al aprovechar las
oportunidades de la elevada volatilidad en los mercados, sobre
todo de crudo y gas natural. En Cliente (614 millones de euros),
han mejorado casi todas las líneas de negocio, destacando la de
Movilidad en España que, pese a reducir su volumen de ventas,
recupera márgenes al dejar de aplicar los descuentos
establecidos por el gobierno en 2022. GBC reduce sus
resultados por la caída de los precios de la electricidad y la
menor producción de los ciclos combinados de gas natural.

| El buen desempeño financiero de los negocios, en un contexto de normalización de los mercados de la energía, permite adelantar los objetivos estratégicos de 2025. |
| • Sólidos resultados, inclu so en un entorno de menores precios y márgenes industriales. • Niveles reducidos de apalancamiento y elevada liquidez. • Retribución creciente para los accionistas. |

El efecto patrimonial (-453 millones de euros) se explica por la
bajada del precio de los inventarios de crudos y productos.
Los resultados específicos (-1.274 millones de euros) incluyen
deterioros en activos del E&P y del negocio de química, el
Gravamen Temporal Energético (GTE) español y el impacto de
los acuerdos alcanzados para resolver litigios (Maxus en
EE.UU., arbitraje Addax en Reino Unido), en parte
compensados por el reconocimiento de créditos fiscales.
En minoritarios (-116 millones de euros) se incluyen
fundamentalmente los resultados atribuidos a los nuevos
socios (25%) en los negocios de E&P y de Renovables.
En suma, el resultado neto obtenido en el periodo asciende a
3.168 millones de euros (4.251 millones de euros en 2022). Ese
resultado neto incluye un gasto por tributos propios de 3.301
millones de euros (tipo efectivo del 50%), habiéndose pagado
en 2023 un total de 15.112 millones de euros en impuestos, de
los cuales 10.466 en España.
Hay que destacar que en el resultado neto no se incluyen las
plusvalías que se han puesto de manifiesto en este año con la
venta de participaciones minoritarias en el negocio de E&P y en
distintos activos de GBC, que se reflejan directamente en las
reservas del balance del Grupo (920 millones de euros).
En definitiva, todos estos buenos resultados del año 2023 han
permitido aumentar significativamente las inversiones, mejorar
la retribución a los accionistas y generar una caja de 1.178
millones de euros.
El ebitda de los negocios (9.254 millones de euros, un 33%
inferior al del año anterior como consecuencia del impacto de la
caída de precios en el E&P y de la reducción de márgenes en
Industrial), unido a una mejora del fondo de maniobra
(menores precios de inventarios) han permitido obtener un
flujo de caja de las operaciones de 7.064 millones de euros. Las
inversiones en el año 2023 ascienden a unos 6.200 millones de
euros, un 41% superiores al del año anterior, principalmente
para el desarrollo de activos de E&P, el desarrollo de la cartera
de proyectos de GBC, la transformación de los complejos
industriales y la digitalización y desarrollo de la oferta
multienergía en Cliente.
La generación de caja en el periodo permite reducir la deuda
neta (2.096 millones de euros) y mantener una sólida posición
financiera -con un bajo apalancamiento (6,7%) y una elevada
liquidez (11.067 millones de euros)-, que se ha visto refrendada
por las agencias de rating al mantener el grado de inversión de
Repsol e incluso mejorando su calificación a largo plazo.
La retribución a los accionistas incluye el pago de un dividendo
de 0,70 euros lo que supone un incremento del 11% respecto a
2022. Adicionalmente, se ha reducido capital mediante
amortización de acciones propias.
l Para más información véase el apartado 4. Resultados
financieros y retribución a nuestros accionistas.

1 | 2 |  | 3 |  | 4 |  | 5 |  | 6 |  | 7 |  | A | ≡
Resumen del año 2023 | Nuestra compañía |  | Entorno |  | Resultados financieros y retribución a nuestros accionistas |  | Desempeño de los negocios |  | Evolución |  | Sostenibilidad |  | Anexos |

Informe de Gestión Integrado 2023 | 9 | Grupo Repsol

| Avanzando en transformación industrial, descarbonización y consolidación del perfil multienergético. |
| • Incorporación de socios minoritarios en el negocio de E&P y en proyectos de Renovables. • Desarrollo de la planta de biocombustibles avanzados en Cartagena; decisión de inversión para la electrificación de los crackers en Sines y Tarragona; progreso en la estrategia de hidrógeno, al seleccionar los Innovation Funds europeos el electrolizador de Tarragona y la puesta en marcha del primer electrolizador de la compañía en Bilbao. • Más de 7,9 millones de clientes digitales (Waylet...), con oferta multienergética (nuevo programa “Planes Energías Conectadas”). • Más de 5,4 GW de capacidad renovable eólica y solar (adquisición de Asterion Energies, nuevos proyectos en operación en España, Chile, Italia y EE.UU. e impulso al desarrollo orgánico) y acuerdo para adquirir en 2024 de ConnectGen, que acelerará el crecimiento en EE.UU. |

Desempeño y transformación
La eficiencia y la agilidad en la gestión de los negocios para
adaptarse a los mercados y la incorporación de nuevas
tecnologías y la digitalización de las operaciones para conseguir
los objetivos de descarbonización y transición energética, han
marcado las actuaciones durante el 2023.
En Exploración y Producción , destaca la venta del 25% del
negocio de Exploración y Producción a EIG Global Energy
Partners (EIG), que aflora el valor del segmento y permite
adelantar el cumplimiento de objetivos clave del Plan
Estratégico. La producción (599 Kbep/d) ha sido un 9%
superior a la del mismo periodo de 2022, principalmente por la
campaña de perforación (Marcellus e Eagle Ford) y nuevos
activos (Inpex en Eagle Ford) en no convencionales en EE.UU.
Se ha avanzado en el desarrollo de proyectos clave en EE.UU.
(inversiones en Marcellus e Eagle Ford, inicio campaña
perforación en Alaska, inicio producción Shenzi North e
impulso proyectos exploratorios en el Golfo de México), Brasil
(decisión final de inversión en Campos-33), Argelia (incremento
participación en Reggane y acuerdo con Sonatrach para
extender la extracción de gas en el bloque 405a), Indonesia
(extensión del contrato de Corridor), Colombia (tres
descubrimientos exploratorios), Reino Unido (aumento de la
participación al 100%) y desinvertido en aquellos no
estratégicos (Canadá), mientras se impulsan proyectos de
captura, secuestro y almacenamiento de CO2.
En Industrial, los complejos de Refino han capturado buenos
márgenes (aunque notablemente inferiores a los de 2022), con
una mayor utilización de la capacidad de conversión y los
negocios de Química han adaptado sus esquemas de
producción, logísticos y comerciales para dar respuesta a un
entorno de débil demanda y bajos precios de los productos. Por
otra parte, Repsol ha continuado la transformación de los
grandes complejos industriales, apostando por la sostenibilidad
futura de la industria: la construcción de la Planta de
Biocombustibles Avanzados (C43) de Cartagena, que se pondrá
en marcha en el primer trimestre de 2024 y será la primera planta
en España diseñada específicamente para producir combustibles
renovables a partir de residuos lipídicos; el anuncio de la
inversión en una segunda planta de biocombustibles en
Puertollano, que se pondrá en marcha en 2025; la decisión de
inversión para la primera oleada de electrificación de los grandes
compresores de nuestros crackers en Tarragona y Sines; la
puesta en marcha del primer electrolizador en la refinería de
Bilbao y el inicio de la construcción del proyecto de ampliación
del Complejo Industrial de Sines (Portugal).
En Cliente, destaca el esfuerzo para mantener descuentos a
nuestros clientes y acentuar el perfil multienergético de la
compañía (lanzamiento del programa “Planes Energías
Conectadas”). Esta estrategia, con foco en el cliente y apoyada
en la digitalización, ha permitido incrementar el número de
clientes digitales (7,9 millones) y aumentar los de electricidad y
gas (más de 2,1 millones tras la adquisición del 50,01% de CHC
y el 20% adicional de Gana Energía).
En Generación Baja en Carbono, destaca el esfuerzo inversor
en la cartera de activos renovables, con la adquisición del 100%
de Asterion Energies (plataforma de desarrollo que gestiona
una cartera con 7,7 GW en España, Italia y Francia) y el acuerdo
para la adquisición de ConnectGen (plataforma de desarrollo
que gestiona 20 GW en EE.UU.), la decisión final de inversión
en el proyecto Pinnington (EE.UU.) y el inicio de la producción
de nuevos proyectos renovables solares y eólicos en España,
Chile y EE.UU. Se ha alcanzado un total de capacidad instalada
en operación de 5.006 MW. Por otro lado, en línea con nuestra
estrategia de rotación de activos, se ha completado la venta de
un 49% de una cartera de activos de 618 MW en España a
Pontegadea.
En el ámbito de la digitalización, destaca la creación del primer
Centro de Competencias de inteligencia artificial (IA) generativa
del sector energético europeo.
Nuestra estrategia de transformación está siendo respaldada por
diversas instituciones. Repsol ha presentado proyectos a las
convocatorias para fondos europeos “Next Generation” que
suponen una inversión de más de tres mil millones de euros en
innovación tecnológica, descarbonización y economía circular; se
han conseguido fondos del “ Innovation Fund Large Scale 2022:
Industry electrification and hydrogen” para el proyecto Tarragona
Hydrogen Network (un electrolizador con capacidad de 150 MW
en su primera fase); y se ha obtenido financiación del Instituto de
Crédito Oficial (ICO), del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y
del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)
para proyectos de transformación en nuestros complejos
industriales y desarrollo de nuestros proyectos renovables.
l Para más información véase el apartado 5. Desempeño de los
negocios.
Para avanzar en la reducción de emisiones de gases de efecto
invernadero que limite los efectos del cambio climático, se han
implantado mejoras en las instalaciones que han evitado
emisiones de CO2 de 190 mil toneladas. El Indicador de
Intensidad de Carbono (IIC), que mide el avance de nuestro
objetivo de descarbonización, ha alcanzado 69,5 g/CO2e/MJ
(un 10% inferior al año base -2016-; objetivo 15% en 2025).
l Para más información véase el apartado 7. Sostenibilidad.
El profundo avance en la transformación de los negocios y el
adelanto del cumplimiento de los objetivos estratégicos, han
llevado a actualizar la estrategia para el periodo 2024-2027.
l Para más información véase el apartado 2.5 Estrategia.

1 | 2 |  | 3 |  | 4 |  | 5 |  | 6 |  | 7 |  | A | ≡
Resumen del año 2023 | Nuestra compañía |  | Entorno |  | Resultados financieros y retribución a nuestros accionistas |  | Desempeño de los negocios |  | Evolución |  | Sostenibilidad |  | Anexos |

Informe de Gestión Integrado 2023 | 10 | Grupo Repsol

Principales magnitudes e indicadores

Indicadores financieros(1)(2) | 2023 | 2022
Resultados |  |
EBITDA | 9.254 | 13.813
Resultado de las operaciones | 7.250 | 10.648
Resultado ajustado | 5.011 | 6.774
Resultado neto | 3.168 | 4.251
Beneficio por acción (€/acción) | 2,46 | 2,96
ROACE (%) | 10,7 | 14,2
Caja y liquidez |  |
Flujo de caja de las operaciones | 7.064 | 8.923
Flujo de caja libre | 1.430 | 5.211
Caja generada | 1.178 | 3.228
Liquidez | 11.067 | 12.014
Inversiones | 6.167 | 4.182
Capital disponible y deuda |  |
Capital empleado (CE) | 31.166 | 28.229
Deuda Neta (DN) | 2.096 | 2.256
DN / CE (%) | 6,7 | 8,0
Retribución al accionista (€/acción) | 0,70 | 0,63
Impuestos pagados (millones €) | 15.112 | 17.002
Indicadores de Sostenibilidad(3) | 2023 | 2022
Personas |  |
Nº empleados | 25.113 | 23.810
Nuevos empleados | 4.288 | 4.540
Tasa de rotación total (%) | 19 | 21
Inversión en formación (millones €) | 15,2 | 12,1
Seguridad |  |
Nº incidentes de proceso Tier 1 | 6 | 3
Nº incidentes de proceso Tier 2 | 13 | 11
Índice de Frecuencia accidentes total (IFT) | 1,37 | 1,59
Medioambiente |  |
Indicador Intensidad Carbono (gCO2e/MJ) | 69,5 | 68,6
Emisiones directas (scope 1+2) CO2e (Mt) | 14,8 | 16,3
Reducción anual de emisiones de CO2e (Mt) | 0,19 | 0,34
Nº de derrames (4) | 21 | 24
Indicadores Bursátiles | 2023 | 2022
Cotización al cierre (€/acción) | 13,45 | 14,85
Cotización media (€/acción) | 14,08 | 12,97
Capitalización bursátil al cierre (millones €) | 16.374 | 19.712
Entorno Macroeconómico | 2023 | 2022
Brent medio ($/bbl) | 82,6 | 101,3
WTI medio ($/bbl) | 77,6 | 94,3
Henry Hub medio ($/MBtu) | 2,7 | 6,6
Pool Eléctrico – OMIE (€/MWh) | 87,4 | 167,7
Tipo de cambio medio (€/$) | 1,08 | 1,05
CO2 (€/t) | 85,3 | 81,3

Desempeño de nuestros negocios(1) | 2023 | 2022
Exploración y Producción |  |
Reservas probadas (Mbep)(5) | 1.841 | 1.909
Ratio de reemplazo de reservas probadas (%) | 69 | 97
Producción neta de líquidos día (kbbl/d) | 205 | 185
Producción neta de gas día (kbep/d) | 394 | 365
Producción neta de hidrocarburos (kbep/d) | 599 | 550
Precio medio de realización crudo ($/bbl) | 74,3 | 90,0
Precio medio de realización gas ($/kscf) | 3,8 | 7,4
EBITDA | 4.760 | 7.485
Resultado ajustado | 1.779 | 3.029
Flujo de caja de las operaciones | 3.179 | 5.706
Inversiones | 2.627 | 2.127
Industrial |  |
Capacidad de refino (kbbl/d) | 1.013 | 1.013
Crudo procesado (Mtep) | 42,1 | 42,1
Utilización conversión refino España (%) | 100,0 | 95,2
Utilización destilación refino España (%) | 85,4 | 86,1
Indicador margen refino España ($/Bbl) | 11,1 | 15,6
Indicador margen Químico (€/t) | 203 | 267
Ventas de productos petroquímicos (kt) | 1.923 | 2.451
EBITDA | 3.438 | 5.223
Resultado ajustado | 2.734 | 3.241
Flujo de caja de las operaciones | 3.611 | 2.639
Inversiones | 1.161 | 1.025
Cliente |  |
Estaciones de servicio (nº)(6) | 4.524 | 4.651
Ventas España diésel y gasolinas (km 3)(7) | 14.406 | 16.211
Ventas GLP (kt) | 1.192 | 1.207
Comercialización de electricidad (GWh) | 4.478 | 4.278
Clientes de electricidad y gas (miles)(8) | 2.147 | 1.439
EBITDA | 1.094 | 956
Resultado ajustado | 614 | 421
Flujo de caja de las operaciones | 913 | 614
Inversiones | 423 | 258
GBC |  |
Generación de electricidad (GWh) | 8.718 | 8.734
Capacidad instalada en operación (MW) | 5.006 | 3.870
Capacidad renovable en desarrollo (MW) | 3.338 | 2.588
EBITDA | 176 | 292
Resultado ajustado | 75 | 144
Flujo de caja de las operaciones | 95 | 155
Inversiones | 1.876 | 667

(1) Donde corresponda, expresado en millones de euros.
(2) Más información en apartado 4. y en Anexo II.Medidas alternativas de rendimiento .
(3) Magnitudes e indicadores calculados conforme a las políticas y directrices de gestión del Grupo (ver apartado 7.). No incluyen las correspondientes a las compañías
adquiridas Asterion Energies y RRUK (ver Notas 11 y 13 de las Cuentas Anuales consolidadas), de reciente incorporación.
(4) Número de derrames de hidrocarburos mayor a 1 bbl que alcanzan el medio.
(5) Para la estimación de reservas probadas y no probadas de petróleo y gas, Repsol utiliza los criterios establecidos por el sistema “SPE/WPC/AAPG/SPEE/SEG/SPWLA/
EAGE Petroleum Resources Management System”, referido normalmente por su acrónimo SPE-PRMS (SPE - Society of Petroleum Engineers).
(6) El número de estaciones de servicio (EE.S.) incluye controladas y abanderadas.
(7) Comercialización en España a través de las EE.S controladas y abanderadas y la unidad de negocio de Ventas Directas.
(8) No incluye la cartera de clientes en Portugal.

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Informe de Gestión Integrado 2023 | 11 | Grupo Repsol