iso4217:EUR iso4217:EUR xbrli:shares BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-01-01 2024-12-31 BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-01-01 2023-12-31 BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-12-31 BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-12-31 BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2022-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2022-12-31 repsol:PrimaDeEmisionYReservasMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2022-12-31 ifrs-full:TreasurySharesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2022-12-31 ifrs-full:OtherEquitySecuritiesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2022-12-31 repsol:ResultadoDelEjercicioMiembroMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2022-12-31 ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2022-12-31 ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2022-12-31 BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-01-01 2023-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-01-01 2023-12-31 repsol:PrimaDeEmisionYReservasMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-01-01 2023-12-31 ifrs-full:TreasurySharesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-01-01 2023-12-31 ifrs-full:OtherEquitySecuritiesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-01-01 2023-12-31 repsol:ResultadoDelEjercicioMiembroMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-01-01 2023-12-31 ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-01-01 2023-12-31 ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-12-31 repsol:PrimaDeEmisionYReservasMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-12-31 ifrs-full:TreasurySharesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-12-31 ifrs-full:OtherEquitySecuritiesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-12-31 repsol:ResultadoDelEjercicioMiembroMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-12-31 ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2023-12-31 ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-01-01 2024-12-31 repsol:PrimaDeEmisionYReservasMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:TreasurySharesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:OtherEquitySecuritiesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-01-01 2024-12-31 repsol:ResultadoDelEjercicioMiembroMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-12-31 repsol:PrimaDeEmisionYReservasMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-12-31 ifrs-full:TreasurySharesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-12-31 ifrs-full:OtherEquitySecuritiesMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-12-31 repsol:ResultadoDelEjercicioMiembroMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-12-31 ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember BSYCX13Y0NOTV14V9N85 2024-12-31 ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember

ÍNDICE
|  | 1. | Informe de auditoría de Cuentas Anuales consolidadas
|  | 2. | Cuentas Anuales consolidadas
|  | 3. | Informe de Gestión consolidado, que incorpora en sus anexos:
|  |  | • El Estado de Información No Financiera Consolidado e Información sobre Sostenibilidad que incluye el Informe de verificación limitada del Auditor
|  |  | • El informe Anual de Gobierno Corporativo que incluye el Informe del Auditor referido al Sistema de Control Interno sobre información Financiera y el anexo estadístico
|  |  | • El Informe Anual sobre Remuneraciones de los Consejeros que incluye el anexo estadístico
|  | 4. | Declaración de responsabilidad de los Consejeros sobre las Cuentas Anuales e Informe de Gestión consolidados

MEMORIA

| ÍNDICE
| ESTADOS FINANCIEROS
| Cuenta de pérdidas y ganancias ................................................................................................................................................ | 2
| Estado de ingresos y gastos reconocidos ................................................................................................................................. | 3
| Balance de situación ................................................................................................................................................................... | 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) | Criterios para la elaboración de estas Cuentas Anuales ........................................................................................ | 9
| Resultados |
|  | (4) | Resultado de explotación ....................................................................................................................................... | 21
|  | (5) | Deterioro de activos .............................................................................................................................................. | 27
|  | (6) | Resultado financiero .............................................................................................................................................. | 30
|  | (7) | Impuesto sobre beneficios .................................................................................................................................... | 31
|  | (8) | Beneficio por acción .............................................................................................................................................. | 38
| Estructura financiera y recursos financieros |
|  | (9) | Estructura financiera .............................................................................................................................................. | 39
|  | (10) | Patrimonio neto ..................................................................................................................................................... | 39
|  | (11) | Recursos financieros ............................................................................................................................................. | 43
|  | (12) | Activos financieros ................................................................................................................................................. | 46
|  | (13) | Operaciones con derivados y coberturas .............................................................................................................. | 48
|  | (14) | Riesgos financieros ................................................................................................................................................ | 52
| Otros activos y pasivos |
|  | (15) | Inmovilizado intangible ......................................................................................................................................... | 58
|  | (16) | Inmovilizado material ............................................................................................................................................ | 60
|  | (17) | Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación .................................................................... | 64
|  | (18) | Otros activos y pasivos ......................................................................................................................................... | 66
|  | (19) | Provisiones corrientes y no corrientes ................................................................................................................... | 66
|  | (20) | Existencias ............................................................................................................................................................. | 72
|  | (21) | Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar .................................................................................................... | 73
|  | (22) | Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar ................................................................................................... | 73
|  | (23) | Compromisos y garantías ..................................................................................................................................... | 74
|  | (24) | Combinaciones de negocios ................................................................................................................................. | 75
| Flujos de efectivo |
|  | (25) | Flujos de efectivo ................................................................................................................................................... | 78
| Otra información |
|  | (26) | Riesgos geopolíticos .............................................................................................................................................. | 80
|  | (27) | Operaciones con partes vinculadas ...................................................................................................................... | 83
|  | (28) | Obligaciones con el personal ................................................................................................................................ | 85
|  | (29) | Retribuciones a los miembros del Consejo de Administración y personal directivo ............................................ | 87
|  | (30) | Remuneración a los auditores ............................................................................................................................... | 90
|  | (31) | Hechos posteriores ............................................................................................................................................... | 90

| Anexos (1) |
| Anexo I | Estructura societaria del Grupo ................................................................................................................................. | 91
|  | A) | Principales sociedades que configuran el Grupo ................................................................................................ | 91
|  | B) | Operaciones conjuntas del Grupo a 31 de diciembre de 2024 ........................................................................... | 110
|  | C) | Principales variaciones del perímetro del Grupo en 2024 .................................................................................. | 114
| Anexo II | Información por segmentos y conciliación con Estados Financieros NIIF-UE ......................................................... | 126
| Anexo III | Marco regulatorio ...................................................................................................................................................... | 129
| (1) Los Anexos forman parte integrante de las Cuentas Anuales consolidadas.

Cuentas Anuales 2024 | 2 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 2024 y 2023

|  |  |  | Millones de euros
|  | Nota |  | 2024 | 2023
Ventas |  |  |  | 56.713 | 58.538
Ingresos por prestación de servicios y otros ingresos |  |  |  | 409 | 410
Variación de existencias de productos terminados y en curso de fabricación |  |  |  | (225) | (252)
Aprovisionamientos |  |  |  | (42.234) | (42.888)
Amortización del inmovilizado |  |  |  | (2.932) | (2.436)
(Dotación) / Reversión por deterioro |  |  |  | (946) | (310)
Gastos de personal |  |  |  | (2.199) | (2.010)
Transportes y fletes |  |  |  | (1.784) | (1.891)
Suministros |  |  |  | (663) | (667)
Beneficios / (Pérdidas) por enajenación y baja de activos |  |  |  | 2 | 4
Otros ingresos / (gastos) de explotación |  |  |  | (4.196) | (4.204)
RESULTADO DE LAS OPERACIONES |  | 4 |  | 1.945 | 4.294
Ingresos por intereses |  |  |  | 341 | 425
Gastos por intereses |  |  |  | (303) | (279)
Variación de valor razonable en instrumentos financieros |  |  |  | 220 | (132)
Diferencias netas de cambio |  |  |  | (271) | 242
(Dotación) / Reversión por deterioro de instrumentos financieros |  |  |  | (43) | (114)
Otros ingresos y gastos financieros |  |  |  | (156) | (105)
RESULTADO FINANCIERO |  | 6 |  | (212) | 37
Resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación (1) |  | 17 |  | 439 | 34
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS |  |  |  | 2.172 | 4.365
Impuesto sobre beneficios |  | 7 |  | (562) | (1.081)
RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO |  |  |  | 1.610 | 3.284
Resultado atribuido a intereses minoritarios |  | 10 |  | 146 | (116)
RESULTADO TOTAL ATRIBUIDO A LA SOCIEDAD DOMINANTE |  |  |  | 1.756 | 3.168
BENEFICIO POR ACCIÓN ATRIBUIDO A LA SOCIEDAD DOMINANTE |  | 8 |  | Euros / acción
Básico |  |  |  | 1,43 | 2,46
Diluido |  |  |  | 1,43 | 2,46

(1) Neto de impuestos.

Cuentas Anuales 2024 | 3 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 2024 y 2023

|  | Millones de euros
|  | 2024 | 2023
RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO |  | 1.610 | 3.284
Por ganancias y pérdidas actuariales |  | (1) | (27)
Inversiones contabilizadas por el método de la participación |  | — | —
Instrumentos de patrimonio con cambios en Otro resultado global |  | (1) | (9)
Efecto impositivo |  | — | —
OTRO RESULTADO GLOBAL - PARTIDAS NO RECLASIFICABLES AL RESULTADO |  | (2) | (36)
Cobertura de flujos de efectivo: |  | (524) | 240
Ganancias / (Pérdidas) por valoración |  | (312) | 400
Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias |  | (212) | (160)
Diferencias de conversión: |  | 1.077 | (795)
Ganancias / (Pérdidas) por valoración |  | 1.081 | (697)
Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias |  | (4) | (98)
Participación de las inversiones en negocios conjuntos y asociadas: |  | (1) | 3
Ganancias / (Pérdidas) por valoración |  | (1) | 6
Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias |  | — | (3)
Efecto impositivo |  | 53 | (68)
OTRO RESULTADO GLOBAL - PARTIDAS RECLASIFICABLES AL RESULTADO |  | 605 | (620)
TOTAL OTRO RESULTADO GLOBAL |  | 603 | (656)
RESULTADO TOTAL GLOBAL DEL EJERCICIO |  | 2.213 | 2.628
a) Atribuido a la entidad dominante |  | 2.312 | 2.555
b) Atribuido a intereses minoritarios |  | (99) | 73

Cuentas Anuales 2024 | 4 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Re psol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol
Balance de situación a 31 de diciembre de 2024 y 2023

|  |  |  | Millones de euros
|  | Nota |  | 31/12/2024 | 31/12/2023
Inmovilizado intangible |  | 15 |  | 3.125 | 2.477
Inmovilizado material |  | 16 |  | 27.977 | 25.386
Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación |  | 17 |  | 3.186 | 2.957
Activos financieros no corrientes |  | 12 |  | 1.533 | 1.562
Activos por impuesto diferido |  | 7 |  | 4.405 | 4.651
Otros activos no corrientes |  | 18 |  | 1.696 | 1.143
ACTIVO NO CORRIENTE |  |  |  | 41.922 | 38.176
Activos no corrientes mantenidos para la venta |  | 18 |  | 524 | —
Existencias |  | 20 |  | 6.211 | 6.623
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar |  | 21 |  | 7.364 | 7.974
Otros activos corrientes |  | 18 |  | 296 | 240
Otros activos financieros corrientes |  | 12 |  | 2.111 | 4.491
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes |  | 12 |  | 4.758 | 4.129
ACTIVO CORRIENTE |  |  |  | 21.264 | 23.457
TOTAL ACTIVO |  |  |  | 63.186 | 61.633
|  |  |  | Millones de euros
|  | Nota |  | 31/12/2024 | 31/12/2023
Fondos propios |  |  |  | 25.883 | 26.150
Otro resultado global acumulado |  |  |  | 606 | 47
Intereses minoritarios |  |  |  | 2.610 | 2.873
PATRIMONIO NETO |  | 10 |  | 29.099 | 29.070
Provisiones no corrientes |  | 19 |  | 5.137 | 4.943
Pasivos financieros no corrientes |  | 11 |  | 9.433 | 8.350
Pasivos por impuesto diferido y otros fiscales |  | 7 |  | 2.658 | 3.304
Otros pasivos no corrientes |  | 18 |  | 1.176 | 743
PASIVO NO CORRIENTE |  |  |  | 18.404 | 17.340
Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta |  | 18 |  | 4 | —
Provisiones corrientes |  | 19 |  | 1.514 | 1.559
Pasivos financieros corrientes |  | 11 |  | 2.945 | 3.314
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar |  | 22 |  | 11.220 | 10.350
PASIVO CORRIENTE |  |  |  | 15.683 | 15.223
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO |  |  |  | 63.186 | 61.633

Cuentas Anuales 2024 | 5 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 2024 y 2023

|  | Patrimonio neto atribuido a la sociedad dominante y a otros tenedores de instrumentos de patrimonio (Nota 10) |  |
|  | 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 31/12/2022 |  | 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
Resultado total global del ejercicio |  | — | (1) | — | — | 1.756 | 557 | (99) | 2.213
Operaciones con socios o propietarios: |  |  |  |  |  |  |  |  |
Ampliación / (Reducción) de capital |  | (60) | (771) | 831 | — | — | — | — | —
Dividendos y remuneración al accionista |  | — | (1.158) | — | — | — | — | (336) | (1.494)
Operaciones con acciones o participaciones en patrimonio propias (netas) |  | — | 12 | (825) | 1 | — | — | — | (812)
Incrementos / (Reducciones) por variaciones del perímetro |  | — | (2) | — | — | — | 2 | — | —
Otras operaciones con socios o propietarios |  | — | — | — | — | — | — | 183 | 183
Otras variaciones de patrimonio neto: |  |  |  |  |  |  |  |  |
Traspasos entre partidas de patrimonio neto |  | — | 3.168 | — | — | (3.168) | — | — | —
Obligaciones perpetuas subordinadas |  | — | (61) | — | 2 | — | — | — | (59)
Otras variaciones |  | — | 9 | — | — | — | — | (11) | (2)
Saldo final al 31/12/2024 |  | 1.157 | 20.681 | (2) | 2.291 | 1.756 | 606 | 2.610 | 29.099

Cuentas Anuales 2024 | 6 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 2024 y 2023

|  |  |  | Millones de euros
|  | Nota |  | 2024 |  | 2023
Resultado antes de impuestos |  |  |  | 2.172 |  | 4.365
Ajustes al resultado: |  |  |  | 3.880 |  | 3.401
Amortización del inmovilizado |  | 15 y 16 |  | 2.932 |  | 2.436
Otros (netos) |  |  |  | 948 |  | 965
Cambios en el capital corriente |  |  |  | (8) |  | 878
Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación: |  |  |  | (1.079) |  | (2.133)
Cobros de dividendos |  |  |  | 328 |  | 426
Cobros / (pagos) por impuesto sobre beneficios |  |  |  | (51) |  | (1.968)
Otros cobros / (pagos) de las actividades de explotación |  |  |  | (1.356) |  | (591)
FLUJOS DE EFECTIVO DE EXPLOTACIÓN |  | 25 |  | 4.965 |  | 6.511
Pagos por inversiones: |  | 15 y 16 |  | (8.018) |  | (8.352)
Empresas del grupo y asociadas |  |  |  | (997) |  | (898)
Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias |  |  |  | (4.725) |  | (4.289)
Otros activos financieros |  |  |  | (2.296) |  | (3.165)
Cobros por desinversiones: |  |  |  | 5.053 |  | 2.238
Empresas del grupo y asociadas |  |  |  | 208 |  | 659
Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias |  |  |  | 498 |  | 37
Otros activos financieros |  |  |  | 4.347 |  | 1.542
Otros flujos de efectivo de las actividades de inversión |  |  |  | 271 |  | 261
FLUJOS DE EFECTIVO DE INVERSIÓN |  | 25 |  | (2.694) |  | (5.853)
Cobros y (pagos) por instrumentos de patrimonio: |  | 10 |  | (850) |  | (1.283)
Adquisición |  |  |  | (1.135) |  | (1.775)
Enajenación |  |  |  | 285 |  | 492
Operaciones con minoritarios: |  | 10 |  | 203 |  | 2.174
Cobros/pagos por transacciones con minoritarios |  |  |  | 540 |  | 2.290
Dividendos pagados a minoritarios |  |  |  | (337) |  | (116)
Cobros y (pagos) por instrumentos de pasivo financiero: |  | 11 |  | 1.028 |  | (2.010)
Emisión |  |  |  | 13.337 |  | 9.256
Devolución y amortización |  |  |  | (12.309) |  | (11.266)
Pagos por remuneraciones de accionistas y otros instrumentos de patrimonio |  | 10 |  | (1.153) |  | (979)
Otros flujos de efectivo de actividades de financiación: |  |  |  | (869) |  | (955)
Pagos de intereses |  |  |  | (401) |  | (333)
Otros cobros / (pagos) de las actividades de financiación |  |  |  | (468) |  | (622)
FLUJOS DE EFECTIVO DE FINANCIACIÓN |  | 25 |  | (1.641) |  | (3.053)
EFECTO DE LAS VARIACIONES DE LOS TIPOS DE CAMBIO |  |  |  | (1) |  | 12
AUMENTO / (DISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES |  | 25 |  | 629 |  | (2.383)
EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL INICIO DEL PERIODO |  |  |  | 4.129 |  | 6.512
EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL FINAL DEL PERIODO |  | 12 |  | 4.758 |  | 4.129
Caja y bancos |  |  |  | 3.406 |  | 2.743
Otros activos financieros |  |  |  | 1.352 |  | 1.386

Cuentas Anuales 2024 | 7 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 los cambios en el
patrimonio neto y los flujos de efectivo, del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2024.
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. La normativa contable exige la aplicación de criterios y políticas por parte de la Compañía (ver Nota 3.4). 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 3.5).
Estas Cuentas Anuales incluyen información que refleja los impactos del cambio climático y de las dinámicas de transición
energética (ver Notas 3.5.2 y Anexo III). En su elaboración se ha tenido en cuenta 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 19
de febrero de 2025 y se someterán a la aprobación de la Junta General Ordinaria de Accionistas, estimándose que serán
aprobadas sin ninguna modificación. Las correspondientes al ejercicio 2023 fueron aprobadas por la Junta General Ordinaria
de Accionistas de Repsol, S.A. celebrada el 10 de mayo de 2024.
Junto a las Cuentas Anuales consolidadas se publica el Informe de Gestión consolidado 2024 del Grupo, que integra
información financiera y de sostenibilidad (medioambiental, social y de gobernanza). El Informe de Gestión incluye, como
anexos, el Estado de Información No Financiera Consolidado e Información sobre Sostenibilidad, el Informe Anual de
Gobierno Corporativo y el Informe Anual sobre Remuneraciones de los Consejeros. Como información complementaria,
Repsol publica el Informe sobre 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 www.repsol.com.
(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, España, 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 ADR (American Depositary Receipt) que cotiza 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).
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 compañía energética global basada en la innovación, la eficiencia y el respeto, 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, gas natural y biocombustibles), así como actividades de generación y comercialización de energía eléctrica.
1 Acrónimo inglés para los generadores de electricidad de turbina de gas de ciclo combinado.

Cuentas Anuales 2024 | 8 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

El Grupo está compuesto por aproximadamente 600 sociedades, dependientes, negocios conjuntos y asociadas con
presencia en 40 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 2024. En 2024, los principales
cambios en la estructura societaria corresponden a las adquisiciones en activos vinculados a la generación renovable y a la
transformación industrial, así como las desinversiones en el segmento de Exploración y Producción. La composición del
Grupo se recoge en los Anexos IA y IB y los principales cambios en la estructura societaria en el Anexo IC.
Las actividades de Repsol S.A. se encuentran sujetas a una amplia regulación descrita en el Anexo III.
2.3 Segmentos de negocio de Repsol
Las distintas actividades de Repsol se agrupan en segmentos de negocio a efectos de su gestión y reporting. Los segmentos
de negocio, definidos conforme a lo que se detalla en la nota 3.6.1 de estas Cuentas Anuales, 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, en especial el almacenamiento de CO2.
– Industrial: actividades de refino de petróleo, petroquímica y trading, transporte y comercialización al por mayor de
crudo, gas natural y combustibles, incluyendo el desarrollo de actividades relacionadas con nuevos productos como
hidrógeno, 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 fuentes renovables y mediante CCGTs 1.
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.
La información financiera por segmentos de negocio de Repsol se elabora conforme a los criterios que se detallan en la Nota
3.6.2 y se concilia con la información elaborada conforme a las NIIF en el Anexo II.
A continuación, se presenta alguna información destacable; para información adicional sobre el desempeño financiero y
operativo de los segmentos de negocio, véase el Informe de Gestión consolidado de 2024 que acompaña a estas Cuentas
Anuales consolidadas y se publica junto con ellas.

Resultados de los segmentos de negocio | Millones de euros
| 2024 | 2023
Exploración y Producción | 1.490 | 1.779
Industrial | 1.460 | 2.734
Cliente | 659 | 614
GBC | (23) | 75
Corporación y otros | (259) | (191)
RESULTADO AJUSTADO | 3.327 | 5.011
Efecto patrimonial | (425) | (453)
Resultados específicos | (1.292) | (1.274)
Minoritarios | 146 | (116)
RESULTADO NETO | 1.756 | 3.168

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 | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023
Exploración y Producción | 2.503 |  | 2.936 |  | 7.047 |  | 7.576 |  | 2.817 |  | 3.179 |  | 2.560 |  | 2.627 |  | 11.554 |  | 12.716
Industrial | 1.857 |  | 3.626 |  | 44.536 |  | 46.676 |  | 1.639 |  | 3.611 |  | 1.274 |  | 1.161 |  | 11.917 |  | 10.929
Cliente | 885 |  | 819 |  | 25.630 |  | 27.315 |  | 1.104 |  | 913 |  | 409 |  | 423 |  | 2.801 |  | 2.788
GBC | 41 |  | 134 |  | 606 |  | 1.003 |  | 118 |  | 95 |  | 2.478 |  | 1.876 |  | 6.185 |  | 3.897
Corporación y otros | (131) |  | (265) |  | (18.672) |  | (21.017) |  | (268) |  | (734) |  | 79 |  | 80 |  | 1.650 |  | 836
TOTAL | 5.155 |  | 7.250 |  | 59.147 |  | 61.553 |  | 5.410 |  | 7.064 |  | 6.800 |  | 6.167 |  | 34.107 |  | 31.166

(1) Incluye las inversiones devengadas en el período.
2 Las normas adoptadas por la Unión Europea y aplicadas a partir del 1 de enero de 2024 son: (i) Modificaciones a NIC 7 y NIIF 7 - Acuerdos de financiación a
proveedores; (ii) Modificaciones a la NIC 1 - Clasificación de pasivos como corrientes o no corrientes; (iii) Modificaciones a la NIC 1 - Pasivos no corrientes con
covenants; y (iv) Modificaciones a la NIIF 16 - Pasivo por arrendamiento en una venta con arrendamiento posterior.

Cuentas Anuales 2024 | 9 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

(3) Criterios para la elaboración de estas Cuentas Anuales
3.1 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 2024 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), cuyos criterios contables se han homogeneizado con
los de la matriz con el fin de presentar los estados financieros consolidados aplicando normas contables homogéneas.
El Grupo Repsol elabora sus Cuentas Anuales consolidadas incluyendo sus inversiones en todas sus sociedades
dependientes, acuerdos conjuntos y asociadas y las presenta en millones de euros, salvo que se indique otra unidad.
3.2 Comparación de la información
Las novedades en la normativa contable que han sido aplicadas por el Grupo a partir del 1 de enero de 2024 no han tenido un
impacto significativo en las Cuentas Anuales consolidadas, dada su naturaleza y alcance 2.
3.3 Nuevos estándares emitidos de aplicación obligatoria futura
A continuación, se desglosan las normas, y sus modificaciones, emitidas por el IASB y de aplicación obligatoria futura:

Adoptadas por la Unión Europea (1) | Fecha de 1ª aplicación
Modificaciones a la NIC 21 - Ausencia de convertibilidad | 01/01/2025

Pendientes de adopción por la Unión Europea(1) | Fecha de 1ª aplicación
Modificaciones a la NIIF 9 y la NIIF 7 - Modificaciones a la clasificación y medición de instrumentos financieros | 01/01/2026
Mejoras Anuales a las NIIF - Volumen 11 | 01/01/2026
Modificaciones a NIIF 9 y NIIF 7 - Contratos que hacen referencia a la electricidad dependiente de la naturaleza | 01/01/2026
NIIF 18 - Presentación y desgloses de información en los estados financieros | 01/01/2027
NIIF 19 - Dependientes sin contabilidad pública | 01/01/2027

(1) 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.
El Grupo está analizando los potenciales impactos que los cambios normativos pendientes de adopción pudieran tener en los
estados financieros consolidados, sin que a la fecha se hayan identificado efectos significativos, si bien habría que destacar la
futura aplicación de la NIIF 18 "Presentación y desgloses de información en los estados financieros". Esta Norma, si bien no
tendrá impacto en el resultado, en caja ni en la posición financiera del Grupo, sí incorporará nuevos criterios de presentación
-fundamentalmente en lo que respecta a la cuenta de pérdidas y ganancias y al estado de flujos de efectivo y, en menor
medida, al balance de situación- así como nuevos requerimientos de desglose de información y criterios de agregación y
desagregación en notas. Preliminarmente, los principales impactos identificados se corresponden con los nuevos subtotales
obligatorios y la clasificación de determinadas partidas en la cuenta de pérdidas y ganancias, así como la consideración del
resultado de las operaciones como nuevo punto de partida para la elaboración del estado de flujos de efectivo.
3.4 Políticas contables
Hay que señalar que las políticas y opciones contables significativas de Repsol se presentan, en recuadros de texto,
destacadas a lo largo de las notas de las presentes Cuentas Anuales consolidadas, mientras que las de carácter general se
detallan a continuación:

Cuentas Anuales 2024 | 10 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

3.4.1 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 al tener la mayoría de los miembros del consejo
de administración u órgano de gobierno equivalente o poseer derechos que le otorgan la capacidad presente de dirigir
las actividades relevantes que afectan de forma significativa a los rendimientos variables de la participada, estando
expuesta o teniendo derechos sobre los mismos a través de su implicación en la participada. Repsol, además, gestiona
operativamente estas sociedades. Las sociedades dependientes pueden tener accionistas minoritarios con diferentes
derechos protectores, en función del porcentaje de participación que posean. Las sociedades dependientes son
consolidadas siguiendo el método de integración global.
– Acuerdos conjuntos: aquellos acuerdos en las que las decisiones estratégicas operativas y financieras requieren del
consentimiento unánime de las partes que comparten el control (control conjunto). Se clasifican en: a) operaciones
conjuntas (Joint Operating Agreement, JOA): articuladas a través de un acuerdo o vehículo que no limita los riesgos y
beneficios del partícipe, que se integran en los estados financieros de los socios proporcionalmente, en función de la
participación sobre los activos, pasivos, ingresos y gastos que surgen del acuerdo; o b) negocios conjuntos (Joint
Ventures, JV): aquellos que representan un interés en los activos netos del acuerdo y que se registran según el método
de la participación.
– Asociadas: aquellas entidades 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), se reflejan en los estados financieros de acuerdo al método de la participación.
3.4.2 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. 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.
3.4.3 Combinaciones de negocio
Las combinaciones de negocio en las que el Grupo adquiere el control de uno o varios negocios mediante la fusión 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 con 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
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 con 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.

Cuentas Anuales 2024 | 11 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 de generación eléctrica renovable, 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 “ready to build”, que es aquel que pone fin a la fase de predesarrollo y es previo a la fase de desarrollo o
construcción. No obstante, cada transacción requiere un análisis específico para su calificación como combinación de
negocios o como adquisición de activos.
3.4.4 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.
– 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 19).
3 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 17 y 5). 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.

Cuentas Anuales 2024 | 12 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

– 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.
3.5 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 3.5.1), (ii) valor recuperable de los activos (ver
Nota 3.5.1 y Nota 5), (iii) combinaciones de negocio y criterios de consolidación (ver Notas 3.4.1, 3.4.3, y 24), (iv) provisiones
por litigios, desmantelamiento y otras contingencias tales como las ocasionadas por daños medioambientales (ver Nota 19),
(v) impuesto sobre beneficios, créditos y contingencias fiscales y activos por impuestos diferidos (ver Nota 7); (vi) valor de
mercado de los instrumentos financieros derivados (Notas 11, 12 y 13), (vii) pérdida esperada de los instrumentos financieros
(ver Notas 14.3 y 26) y (viii) evaluaci ón de las inversiones en Venezuela (ver Notas 17 y 26). En cualquier caso, hay que señalar
que varias de las estimaciones anteriores incorporan 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.
3.5.1 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 por 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) 3, para lo que se utilizan previsiones sectoriales, experiencia pasada y
expectativas de evolución del negocio y de desarrollo del mercado. Las estimaciones contemplan escenarios de transición
energética y descarbonización de la economía y son consistentes con los compromisos de descarbonización adquiridos por
Repsol, así como con los objetivos del plan estratégico (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. Se elabora de acuerdo con la información recogida en informes internos que
reflejan las previsiones propias, basadas en información externa relevante disponible (consultores y organismos
especializados).
4 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 precios estimados por la IEA en los escenarios de transición energética derivados tanto de las políticas climáticas y de
descarbonización ya establecidas por los gobiernos como las que públicamente han sido comprometidas (escenarios denominados respectivamente,
"Stated Policies" y "Announced Pledges"de la IEA del World Energy Outlook 2024). Para más información véase www.iea.org.

Cuentas Anuales 2024 | 13 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

– 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 (S&P Platts, Wood Mackenzie, Energy Aspects y Oxford
Economics) y la Agencia Internacional de la Energía (IEA, 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 4.
– 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 comercio de derechos de emisión de la Unión Europea (ETS-UE). La
senda utilizada para el test de deterioro (ver Nota 5) 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, en Europa se mantiene un escenario coherente con el
paquete de medidas anunciadas por la Comisión Europea denominado “Fit for 55” y la 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 5.2.
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. Sus principales componentes
son los siguientes:
5 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.
6 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).
7 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).

Cuentas Anuales 2024 | 14 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

– 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 International(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 (βetas), 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 5 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 3.5.2).
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 93% 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
expuestos a su abandono temprano ("stranded assets").
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
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 6 es un proceso clave para la toma de decisiones de la
Compañía 7. El volumen de las reservas y recursos de crudo y gas se utiliza tanto para el cálculo de la amortización como

Cuentas Anuales 2024 | 15 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 o previsible 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 Repsol realiza proyecciones hasta 2040, que contemplan una reducción de la
destilación de combustibles fósiles de alrededor del 80% (se considera que el consumo de estos productos 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… Por otro lado, las
proyecciones también incluyen las nuevas instalaciones puestas en marcha en 2024 para la producción de combustibles
renovables en Cartagena.
– 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, Algonquiny 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.
Activos del segmento Cliente
Para los negocios de comercialización de combustibles, por regla general, se realizan proyecciones a 10 años (hasta 2034)
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 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
eólicas, fotovoltaicas y de los ciclos combinados, y al plazo de la concesión de las centrales hidráulicas, en un rango que va de
9 a 39 años dependiendo de la tecnología (de menor a mayor: ciclos combinados, eólica y fotovoltaica y centrales hidráulicas)
8 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 13), según corresponda (ver Nota 23).
9 Más información en el apartado 2.1 Cambio climático del Estado de Información No Financiera Consolidado e Información sobre Sostenibilidad (Anexo V
del Informe de Gestión consolidado 2024).
10 Cero emisiones netas de gases de efecto invernadero de compañía de alcance (scopes) 1+2+3. El alcance 3 contempla la categoría 11 de productos vendidos,
por ser otras categorías de baja materialidad y cuantificación menos precisa. De forma complementaria, para apoyar al progreso de la compañía en la
transición energética, se emplea la intensidad de emisiones de la energía que produce Repsol a través de su Indicador de Intensidad de Carbono (IIC).
11 El alineamiento de la estrategia de transición energética de Repsol con el objetivo de limitar el calentamiento global a 1.5°C por encima de los niveles
preindustriales puede contrastarse tomando como referencia los escenarios clasificados como C1 desarrollados por el IPCC (Panel Intergubernamental
sobre Cambio Climático), que representan trayectorias que limitan el calentamiento global a 1.5°C con una probabilidad de entre el 50% y el 67%.
12 El objetivo de alcanzar las cero emisiones netas en carbono es lograr un equilibrio en la segunda mitad del siglo entre las emisiones antropogénicas por las
fuentes y la absorción antropogénica por los sumideros, sobre la base de la equidad y en el contexto del desarrollo sostenible y de los esfuerzos por
erradicar la pobreza, tal y como se establece en el artículo 4.1 del Acuerdo de París.
13 Medida Alternativa de Rendimiento. Para la conciliación de estas magnitudes con las NIIF-UE véase el Anexo III del Informe de Gestión consolidado 2024.
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.
14 Los riesgos transicionales pueden ser regulatorios y legales, tecnológicos, de mercado y reputacionales. En relación con 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,
huracanes, subidas del nivel del mar o tormentas tropicales.

Cuentas Anuales 2024 | 16 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

y, aplicando en su caso, los precios de venta de la energía eléctrica incluidos en los contratos "PPAs" 8 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 se lleva a cabo mediante la
comparación de su importe recuperable con su importe en libros. 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, considerando las mismas hipótesis descritas
anteriormente.
3.5.2 Estimaciones y juicios contables relacionados con los riesgos e implicaciones del cambio climático, la
descarbonización y la transición energética 9
Repsol ha hecho público su compromiso de ser parte de la solución en la lucha contra el cambio climático y su ambición de
alcanzar cero emisiones netas en 2050 10, en consonancia con el Acuerdo de París, que busca limitar el calentamiento global a
1.5°C 11 y alcanzar cero emisiones netas para la segunda mitad del siglo 12 y con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de
Naciones Unidas. Esta ambición es la base de la estrategia actual (Plan Estratégico 2024-2027).
Repsol considera que esta 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 y, 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.
Los objetivos de descarbonización de Repsol están respaldados por un plan cuyos principales pilares son: (i) la eficiencia
energética, la electrificación de procesos, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero directas de las
operaciones y la adaptación de los niveles de producción y del portafolio del E&P hacia activos menos intensivos en carbono,
(ii) la generación eléctrica renovable, (iii) la comercialización de combustibles renovables líquidos y gaseosos, (iv) la captura y
almacenamiento de CO2 y (v) apostar por un modelo multienergético, centrado en el suministro de diferentes fuentes de
energía.
Para llevar a cabo estas iniciativas, el Plan Estratégico 2024-2027 de Repsol dedica más del 35% de las inversiones netas a
iniciativas de bajo carbono 13, lo que supone más de 5.600 millones de euros (en 2024 ascienden a 2.706 millones ).
Los riesgos derivados del cambio climático se clasifican como "transicionales", derivados de la transición energética, y
"físicos" 14, derivados de eventos naturales que pudieran verse exacerbados por el avance del cambio climático. Los primeros
son relevantes para Repsol dada la naturaleza de sus actividades.
Para más información sobre la estrategia actual, la asignación de capital prevista a futuro y los principales riesgos y
oportunidades de la descarbonización véase el apartado 2.1 Cambio climático del Estado de Información No Financiera
Consolidado e Información sobre Sostenibilidad (Anexo V del Informe de gestión consolidado 2024).
15 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.
16 Medida Alternativa de Rendimiento. Para la conciliación de estas magnitudes con las NIIF-UE véase el Anexo III del Informe de Gestión consolidado 2024.

Cuentas Anuales 2024 | 17 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 3.5.1).
Tanto las sendas de precios como las hipótesis de demanda 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, impulsada por las políticas de descarbonización y, en particular, por
los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
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.
Atendiendo a las solicitudes de información de algunos usuarios, en la Nota 5.2 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 2024 15. En este escenario, el deterioro adicional (neto de impuestos y minoritarios) no superaría
el 6% 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-.
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 16 en este segmento de negocio ha descendido desde los 21.515 millones de euros en
diciembre de 2018 hasta los 11.554 millones de euros al 31 de diciembre de 2024 (un -46%). 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). 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 93% del valor 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.

Cuentas Anuales 2024 | 18 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 15 y 16) son amortizados generalmente usando una
metodología de unidad de producción, donde la amortización depende de la relación entre la producción (ver Nota 3.4.4) y
las reservas que se esperan 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 42% de
dicha producción esperada se haya extraído en 2030 y el 80% 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 aproximadamente el
90% del valor contable de los activos actuales estarían totalmente amortizados contablemente en 2040.
En relación con los activos del negocio de Movilidad de la península Ibérica (ver Notas 15 y 16), se estima que
aproximadamente el 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.
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 19.1.
A 31 de diciembre de 2024 las provisiones de desmantelamiento de activos ascienden a 4.157 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 87% 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 2024, a las sociedades del Grupo se les han asignado derechos de CO2 gratuitos equivalentes a 7,3 millones de toneladas
de CO2. El gasto por emisiones de CO2 en 2024 ha ascendido a 273 millones de euros (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 19.1. y 20.
La senda de precios de los derechos de emisión de CO2 para el cálculo del valor recuperable de los activos (ver Nota 5) se
revisó al alza en 2023, con un incremento significativo respecto a 2022 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 2024 se ha
revisado a la baja hasta 2030, respecto a la de 2023, para adecuarla a la realidad del mercado actual.
Por otro lado, el 10 de mayo de 2023 se aprobó la Directiva 2023/959/CE (ETS2) que modifica la Directiva 2003/87/CE. Esta
nueva regulación introduce un nuevo sistema de comercio de derechos de emisión específico para las emisiones derivadas
del transporte por carretera (exceptuando el sector agrícola) y las edificaciones (calefacción) con el objetivo de reducir las
emisiones en un 42% en 2030 en comparación con 2005. Este régimen no contempla la asignación gratuita de derechos de
emisión (a diferencia de EU ETS original), gravando los productos en función de su contenido energético y establece la
obligación de informar y verificar las emisiones, así como los costes incurridos por las compañías (entrega de derechos
correspondientes) y repercutidos a los consumidores.

Cuentas Anuales 2024 | 19 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

El ETS2 tiene un calendario de implementación progresivo: el comercio de emisiones y la subasta de derechos comenzarán
en 2027, y la primera entrega de derechos correspondientes al ejercicio de 2027 deberá realizarse el 31 de mayo de 2028. En
España, la transposición de esta Directiva tenía como fecha límite el 30 de junio de 2024, existiendo actualmente un proyecto
de Ley en tramitación parlamentaria en el Congreso de los Diputados. Entre los posibles impactos se prevé un aumento del
coste de los carburantes y consiguiente reducción de la demanda, habiéndose considerado en los escenarios contemplados
para el test de deterioro de Industrial y Cliente.
Impuestos diferidos
La valoración de la recuperabilidad de los activos netos por impuestos diferidos (4.084 millones de euros, véase Nota 7) se
realiza con los mismos escenarios e hipótesis utilizados para el cálculo del valor recuperable de los activos (ver 3.5.1) 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 2024 (ver Nota 7).
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 2024 las provisiones de contratos onerosos no son significativas (ver Nota 19.1).
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 el medioambiente y el cambio climático (ver Nota
19.2). En relación con los litigios relacionados con el cambio climático, Repsol no ha reconocido provisiones en sus estados
financieros consolidados a 31 de diciembre de 2024.
3.6 Segmentos de negocio
3.6.1 Segmentos de negocio
La información por segmentos del Grupo 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, en especial el almacenamiento de CO2.
– Industrial: actividades de refino de petróleo, petroquímica y trading, transporte y comercialización al por mayor de
crudo, gas natural y combustibles, incluyendo el desarrollo de actividades relacionadas con nuevos productos como
hidrógeno, 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 fuentes renovables y mediante CCGTs.
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.
17 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 las joint ventures se integran por el método de la participación.

Cuentas Anuales 2024 | 20 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

3.6.2 Modelo de presentación de los resultados por segmentos
En su modelo de reporting por segmentos, Repsol presenta los resultados y otras magnitudes financieras de cada segmento
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 17.
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 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.
– La línea Minoritarios, refleja la participación de los socios minoritarios en el resultado consolidado neto de impuestos.
Este efecto se aísla del Resultado Ajustado, Efecto Patrimonial y Resultados Específicos, para que estos reflejen en su
integridad el resultado gestionado por el Grupo.
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 Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas por el
International Accounting Standards Board (IASB) y adoptadas por la Unión Europea (UE). Esta información se puede
encontrar en el Anexo III Medidas Alternativas de Rendimiento del Informe de Gestión consolidado de 2024 o en
www.repsol.com).

Cuentas Anuales 2024 | 21 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

RESULTADOS

(4) Resultado de explotación
Repsol publica, en la misma fecha que las presentes Cuentas Anuales consolidadas, su Informe de gestión consolidado 2024,
que incluye una explicación de los resultados y de otras magnitudes de desempeño financiero.
4.1 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 2024 no existen obligaciones de desempeño relevantes con clientes pendientes de cumplimiento, ni tampoco existe incertidumbre respecto del registro de ingresos y gastos registrados de los contratos de suministro a largo plazo (Power Purchase Agreement - PPA de energía eléctrica). |
| 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 2024 y 2023 se muestra a continuación:

Ingresos por segmento |  | 2024 | 2023
Exploración y Producción |  | 5.069 | 4.976
Industrial |  | 44.146 | 46.372
Cliente |  | 25.343 | 26.930
GBC |  | 606 | 1.003
Corporación y otros |  | (18.042) | (20.333)
TOTAL |  | 57.122 | 58.948

NOTA: Incluye impuestos especiales que recaen sobre consumos de hidrocarburos (5.735 y 5.830 millones de euros en 2024 y 2023, respectivamente).
Corporación y otros incluye principalmente las eliminaciones por ingresos entre los segmentos del Grupo.
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, entre otros, por la comercialización en España y EE.UU. de gas natural y por las
actividades globales de comercialización mayorista 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 y EE.UU.

Cuentas Anuales 2024 | 22 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

El desglose en 2024 y 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
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023
Crudo |  | 3.193 | 2.734 | 3.136 | 4.960 | — | 5 | — | — | (228) | (110) | 6.101 | 7.589
Gas(1): |  | 1.876 | 2.238 | 1.907 | 1.536 | 194 | 240 | 22 | 46 | (811) | (1.015) | 3.188 | 3.045
Mercado mayorista |  | 1.876 | 2.238 | 1.907 | 1.536 | — | — | 22 | 46 | (811) | (1.015) | 2.994 | 2.805
Mercado minorista (residencial y negocios) |  | — | — | — | — | 194 | 240 | — | — | — | — | 194 | 240
Productos petrolíferos (2) |  | — | — | 35.973 | 36.917 | 23.576 | 25.411 | — | — | (16.519) | (18.575) | 43.030 | 43.753
Productos petroquímicos (3) |  | — | — | 2.324 | 2.382 | — | — | — | — | 1 | (1) | 2.325 | 2.381
Electricidad |  | — | — | 202 | 174 | 1.309 | 1.023 | 584 | 957 | (454) | (600) | 1.641 | 1.554
Prestación de servicios y otros |  | — | 4 | 604 | 403 | 264 | 251 | — | — | (31) | (32) | 837 | 626
TOTAL |  | 5.069 | 4.976 | 44.146 | 46.372 | 25.343 | 26.930 | 606 | 1.003 | (18.042) | (20.333) | 57.122 | 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.
En 2024 disminuyen los ingresos, fundamentalmente por la caída de los precios de los productos energéticos. En concreto, la
caída de los ingresos se explica por: en Industrial, por los menores precios de los productos obtenidos del refino de petróleo,
mitigado por los mayores volúmenes vendidos; en Cliente por los menores volúmenes de combustibles de automoción
vendidos en España, mitigado por las mayores ventas de electricidad; y en GBC por los menores precios de la electricidad y
las menores ventas por menor generación en ciclos combinados. Por otro lado, en E&P se incrementan por la integración de
RRUK (ver Nota 24), parcialmente compensado por los menores volúmenes producidos y los menores precios del gas.
La distribución de los ingresos de las actividades ordinarias por país en 2024 y 2023 se muestra a continuación:

Distribución geográfica de los ingresos |  | 2024 |  | 2023
España |  | 31.125 |  | 33.465
Perú |  | 4.245 |  | 4.595
Estados Unidos |  | 2.688 |  | 3.550
Portugal |  | 3.185 |  | 3.088
Resto |  | 15.879 |  | 14.250
TOTAL (1)(2) |  | 57.122 |  | 58.948

(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: 41.184 millones de euros (42.250 millones de euros en 2023), (ii) UE zona no euro 296
millones de euros (151 millones de euros en 2023) y (iii) Resto: 15.642 millones de euros (16.547 millones de euros en 2023).
4.2 Variación de existencias de productos terminados y en curso de fabricación
El gasto reconocido en este epígrafe se explica principalmente por el menor volumen en existencias de productos (-9%),
principalmente en los complejos industriales de refino en España. Para más información sobre las existencias véase la Nota
20.
4.3 Aprovisionamientos
El epígrafe “Aprovisionamientos” recoge los siguientes conceptos:

Aprovisionamientos |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Compras |  | 42.363 |  | 42.982
Variación de existencias (materias primas y existencias comerciales) |  | (129) |  | (94)
TOTAL |  | 42.234 |  | 42.888

Cuentas Anuales 2024 | 23 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

La distribución de "Aprovisionamientos" por segmento en 2024 y 2023 se muestran a continuación:

Aprovisionamientos por segmento |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Exploración y Producción |  | 113 |  | 85
Industrial |  | 37.891 |  | 38.737
Cliente |  | 21.970 |  | 23.774
GBC |  | 216 |  | 424
Ajustes (1) |  | (17.956) |  | (20.132)
TOTAL |  | 42.234 |  | 42.888

(1) Se corresponde a las eliminaciones por aprovisionamientos entre los segmentos del Grupo.
Este epígrafe refleja principalmente el aprovisionamiento de crudo a través de terceros, para su destilación en el proceso
productivo de las refinerías del Grupo (80% del total); también destacan las compras de otras materias primas para la
producción de productos petroquímicos en el segmento Industrial, así como de gas para generación eléctrica en los
complejos de ciclo combinado de GBC. En el 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
compañías del Grupo del segmento Industrial y por tanto son eliminadas en el proceso de consolidación), 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 para comercialización a terceros a través
de nuestras actividades de trading.
Los menores costes de "Aprovisionamientos" en 2024 obedecen fundamentalmente a los menores precios de las materias
primas de los complejos industriales. La reducción en el segmento de Cliente obedece a la caída de los precios de los
productos derivados del petróleo, así como de los de la electricidad y del gas comercializados en España. En GBC el menor
coste de aprovisionamientos obedece principalmente a la caída de los precios del gas utilizados como materia prima y a la
menor producción de los CCGT.
Este epígrafe incluye impuestos especiales que recaen sobre la producción y el consumo de hidrocarburos mencionados en el
apartado "Ventas e ingresos por prestación de servicios" de esta Nota.
4.4 (Dotación) / Reversión por deterioro
Los citados epígrafes recogen los siguientes conceptos:

Dotación/Reversión por deterioro |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Dotación por deterioro de activos (Notas 14.3, 21 y 5) |  | (1.831) |  | (1.671)
Reversión por deterioro (Nota 5) |  | 885 |  | 1.361
TOTAL |  | (946) |  | (310)

En 2024 se han realizado dotaciones por deterioro (-1.831 millones de euros) principalmente en el segmento de E&P, que
corresponden fundamentalmente a activos productivos en EE.UU. (por evolución a la baja de los precios y de los volúmenes
previstos) y en Colombia (por el proceso de venta de activos). En sentido contrario, se han revertido deterioros (885 millones
de euros), principalmente en los activos del negocio de Refino y en los de Refino Perú y Mayorista y Trading de gas en
Norteamérica (ver Nota 5). Adicionalmente, en 2024 se han reconocido deterioros de cuentas a cobrar vinculadas con la
actividad en Venezuela (ver Nota 26).
En 2023, se realizaron 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 revirtieron 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 5.
18 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.
19 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.

Cuentas Anuales 2024 | 24 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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

Gastos de Personal |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Remuneraciones y otros |  | 1.654 |  | 1.531
Costes de seguridad social |  | 545 |  | 479
TOTAL |  | 2.199 |  | 2.010

Incluye la remuneración a los miembros del Consejo de Administración y personal directivo y otras obligaciones con el
personal como planes de pensiones y programas de incentivos (ver Nota 28).
El incremento en los gastos de personal en 2024 se explica, principalmente, por la integración a finales de 2023 de Repsol
Resources UK - RRUK (ver Nota 15) y el incremento de un 5% de la plantilla media, mitigado por menores gastos de personal
por las desinversiones de 2023 (Canadá).
Plantilla
La plantilla total consolidada del Grupo Repsol a 31 de diciembre 2024 asciende a 25.601, distribuidas en las siguientes áreas
geográficas: España (18.367), Latinoamérica (3.573), Norteamérica (987), resto de Europa (2.453), África (124) y Asia (98). La
plantilla media en el ejercicio 2024 ha ascendido a 25.826 empleados (24.680 empleados en 2023).
A continuación, se desglosa la plantilla 18 total del Grupo distribuida por categorías profesionales y por género a cierre de los
ejercicios 2024 y 2023:

Plantilla por categorías y género |  |  | 2024 |  |  |  | 2023 |
|  | Total | Hombres | Mujeres |  | Total | Hombres | Mujeres
Directivos |  | 229 | 172 | 57 |  | 222 | 173 | 49
Manager / Gerente |  | 2.408 | 1.602 | 806 |  | 2.438 | 1.654 | 784
Profesional / Técnicos |  | 10.892 | 6.887 | 4.005 |  | 10.905 | 7.086 | 3.819
Administrativo / Operario |  | 12.072 | 6.733 | 5.339 |  | 11.494 | 6.363 | 5.131
TOTAL |  | 25.601 | 15.394 | 10.207 |  | 25.059 | 15.276 | 9.783

En España en 2024, de acuerdo con el cómputo legal definido por la Ley General de Derechos de las Personas con
Discapacidad y de su Inclusión Social 19 (LGD), Repsol supera el porcentaje requerido por la legislación, representando un
2,12% de la plantilla, siendo 392 empleados por contratación directa.
4.6 Gastos de exploración
Los gastos de exploración de hidrocarburos en 2024 y 2023 (determinados conforme se explica en la Nota 3.4.4) ascienden,
respectivamente, a 95 y 116 millones de euros, de los cuales 26 y 60 millones de euros se encuentran registrados en el
epígrafe “Amortizaciones de inmovilizado” y 26 y 0 millones de euros en el epígrafe “(Dotación) / Reversión por deterioro” en
2024 y 2023, respectivamente.
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
|  | 2024 |  | 2023
América del Norte |  | 19 |  | 64
Latinoamérica |  | 44 |  | 34
Europa, África y resto del Mundo |  | 32 |  | 18
TOTAL |  | 95 |  | 116

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

Cuentas Anuales 2024 | 25 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

4.7 Beneficios / (Pérdidas) por enajenaciones de activos
E n 2024 este epígrafe recoge beneficios (56 millones de euros) y pérdidas (-54 millones de euros) por enajenación de activos.
Incluyen, entre otros, los impactos por la venta de participaciones en sociedades (Edwards Lime Gathering, LLC, Oleoducto
de Crudos Pesados, Ltd y Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd) y de activos de la actividad de Exploración y Producción
(bloque CPE-6 en Colombia y activos auxiliares en Eagle Ford en EE.UU), sin que ninguno sea individualmente significativo.
Adicionalmente, en 2024 se han alcanzado acuerdos (ver apartado Activos y pasivos mantenidos para la venta de la Nota 18)
o vendido activos que han tenido un impacto en los epígrafes de dotación y reversión por deterioro (ver apartado 4.4 de esta
Nota y la Nota 5).
4.8 Transporte y fletes, suministros y otros ingresos / gastos de explotación
Los gastos del epígrafe de "Transportes y fletes" descienden como consecuencia de la normalización de los precios en el
mercado de fletes, tras haberse visto afectado de manera extraordinaria en 2023 por las tensiones geopolíticas (en el Mar
Rojo principalmente) y por las limitaciones de uso en el canal de Panamá.
Por otra parte, el epígrafe “Otros ingresos/gastos de explotación” recoge los siguientes conceptos:

Otros ingresos/ gastos de explotación |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Otros ingresos de explotación (1) |  | 1.237 |  | 934
Valoración de instrumentos derivados comerciales (2) |  | 35 |  | 197
Otros gastos de explotación: |  | (5.468) |  | (5.335)
Gastos de operadores |  | (742) |  | (724)
Servicios de profesionales independientes |  | (601) |  | (587)
Arrendamientos |  | (242) |  | (214)
Tributos: (3) |  | (950) |  | (940)
Impuestos a la producción |  | (162) |  | (190)
Otros |  | (788) |  | (750)
Reparación y conservación (4) |  | (318) |  | (295)
Gasto por emisiones de CO2 (5) |  | (273) |  | (381)
Otros (6) |  | (2.342) |  | (2.194)
TOTAL |  | (4.196) |  | (4.204)

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, las reversiones de provisiones y subvenciones de explotación.
(2) Corresponde a derivados (activo y pasivo) contratados en actividades de trading de crudo, gas, productos petrolíferos y electricidad (ver Nota 13). En 2024,
la variación negativa se explica principalmente por la menor valoración de posiciones y contratos de la actividad de trading y comercialización de gas
natural y el menor resultado en las operaciones liquidadas.
(3) Corresponden a tributos distintos a los que gravan el beneficio (ver Nota 7). Los otros tributos reflejan los impuestos locales, el Gravamen Temporal
Energético en España y las aportaciones al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE). Los impuestos a la producción de hidrocarburos en
actividades de Exploración y Producción han sido pagados principalmente en Perú, Libia, y EE.UU. Para más información sobre impuestos pagados véase
el apartado 4,2.del Estado de Información no Financiera Consolidado e Información sobre Sostenibilidad (Anexo V del Informe de gestión consolidado de
2024).
(4) Corresponde a actividades de reparación, conservación y mantenimiento realizadas, principalmente, en los complejos industriales del Grupo.
(5) El "Gasto por emisiones de CO2" disminuye como consecuencia de los menores precios del CO2, véase Nota 19. Incluye la aplicación del ingreso diferido
por consumo de derechos de CO2 gratuitos por importe de 530 y 609 millones de euros en 2024 y 2023, respectivamente (ver Nota 20).
(6) Incluye, entre otros, las dotaciones por provisiones (ver Nota 19.1), comisiones de venta de GLP envasado y de carburantes en estaciones de servicio,
gastos de procesamiento en los complejos industriales, gastos por seguros, gastos de investigación y desarrollo… En 2023 incluía el pago por el acuerdo
para resolver un litigio en EE.UU. relacionados con la compañía Maxus.

Cuentas Anuales 2024 | 26 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

4.9 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 a 68 millones de euros en los ejercicios 2024 y 2023. Los gastos activados correspondientes a las actividades de
desarrollo han ascendido a 25 millones de euros en 2024.
De los gastos de investigación y desarrollo de 2024, destacan los correspondiente a los siguientes proyectos:
• Etileno Circular (Plastic2Olefins): proyecto que, desde 2023 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.
• Assisted Static Modeling: producto tecnológico que permite hacer, de forma rápida y eficiente, un control de calidad
exhaustivo de los modelos geológicos de yacimiento, reduciendo incertidumbres y contribuyendo a la definición de
planes de desarrollo optimizados y estimaciones de recursos/reservas más precisas.
• Vehículo demostrador de alta eficiencia ICE (motor de combustión interna): proyecto para demostrar el uso eficiente
de los combustibles renovables y sintéticos en vehículos ligeros como solución competitiva técnica y económicamente
frente a otras alternativas de descarbonización.
Para más información véase el apartado 2.6 del Informe de Gestión consolidado 2024.
4.10 Gastos medioambientales
Los gastos medioambientales, que se registran en el epígrafe “Otros gastos de explotación” con el objetivo de prevenir, reducir
y reparar el impacto medioambiental de nuestras actividades (sin considerar los gastos por los derechos necesarios para
cubrir las emisiones de CO2, las dotaciones de provisiones de desmantelamiento, ver Notas 19 y 20, ni los correspondientes
al derrame ocurrido en Perú, véase Nota 19.1), han ascendido a 101 y 88 millones de euros en 2024 y 2023, respectivamente.
En 2024 destacan las actuaciones llevadas a cabo para la gestión de los residuos por importe de 32 millones de euros (17
millones de euros en 2023); la protección de la atmósfera por importe de 21 millones de euros en las instalaciones
industriales (20 millones de euros en 2023); y la gestión del agua por importe de 8 millones de euros (12 millones de euros
en 2023).
Por otra parte, el Grupo ha realizado inversiones en actividades calificadas como medioambientalmente sostenibles conforme
al Reglamento UE 2020/852 de Taxonomía de Finanzas Sostenibles que han ascendido a 2.240 millones de euros (2.209
millones de euros en 2023). Para información de detalle de estas inversiones véase el apartado 5.4 del Estado de Información
no Financiera Consolidado e Información sobre Sostenibilidad (Anexo V del Informe de Gestión consolidado 2024).

Cuentas Anuales 2024 | 27 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

(5) 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 3.5.1. |

5.1 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 3 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 2024, el entorno ha venido caracterizado por un crecimiento de la actividad global relativamente estable y resistente a
shocks en los mercados. El avance en el proceso de deflación ha supuesto que los bancos centrales de los principales países
desarrollados han comenzado el ciclo de bajadas de tipos durante 2024, previéndose una política monetaria menos restrictiva
en 2025. En el plano internacional, el resultado de las elecciones en EE.UU. agrega volatilidad a un contexto ya marcado por
una elevada incertidumbre, dominado por tensiones geopolíticas. 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 2024 como consecuencia de una demanda más débil de lo esperado. 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
energéticos.
– El precio del barril de Brent se revisa a la baja hasta 2030, como consecuencia del descenso de precios observados a lo
largo de 2024 y las peores perspectivas de la demanda. A partir de entonces, se mantiene la senda de 2023, que asume 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

Cuentas Anuales 2024 | 28 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 de precio del gas Henry Hub (HH) se revisa ligeramente a la baja hasta 2030, por los mismos motivos que el
Brent. A partir de entonces se mantiene respecto a la senda de 2023, que asume que 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 2030 para adecuarla al
entorno de precios algo más relajados tanto del gas natural en Europa como del CO2, y a partir de entonces se revisa
ligeramente al alza por la evolución prevista de la electrificación.
– La senda de precios de los derechos de emisión de CO2 se ha revisado a la baja hasta 2030 para adecuarse a la realidad del
mercado actual, pues la curva de futuros (que ya asume los posibles cambios regulatorios) es un 20% inferior a la del año
2023 (ver Nota 3.5.1).
Las hipótesis para las principales referencias de precios son las siguientes:

Precios en términos reales 2024(1) | 2025-2050 (2) | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030-2050 (3)
Brent ($/barril) | 72,3 | 73,5 | 74,7 | 75,9 | 76,9 | 77,9 | 71,5
WTI ($/barril) | 70,0 | 69,1 | 70,9 | 72,1 | 73,2 | 74,3 | 69,6
HH ($/Mbtu) | 3,3 | 2,9 | 3,1 | 3,2 | 3,4 | 3,5 | 3,3
Pool eléctrico (€/MWh) | 59,9 | 62,7 | 63,1 | 63,4 | 63,6 | 63,9 | 59,1
CO2 ETS-EU ($/Tn) | 88,2 | 71,2 | 75,8 | 80,9 | 85,1 | 90,0 | 90,0
(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 2025-2050. (3) Media de los precios del periodo 2030-2050.

Estas hipótesis consideran la implementación tanto de las p olíticas existentes como de compromisos hechos 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 Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas. 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 3.5.2).
Asimismo, estas hipótesis son consistentes con las consideradas para definir la estrategia de Repsol y con los objetivos
contemplados en el Plan Estratégico (PE24-27).
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 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 3.5.1.

Tasas de descuento | 2024 | 2023
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (1) |  |
EE.UU. | 8,8% | 8,8%
Latinoamérica (2) | 8,8% - 37,6% | 8,8% - 37,6%
Europa, África y resto del mundo (2) | 8,8% - 12,5% | 8,6% - 14,6%
INDUSTRIAL (3) | 6,8% - 9,5% | 7,2% - 10,5%
CLIENTE (3) | 6,0% - 9,7% | 6,5% - 9,9%
GBC (3) | 6,5% - 7,6% | 7,0% - 8,3%

(1) Tasas de descuento en dólares.
(2) En Latinoamérica el rango alto corresponde a Venezuela y en África a Libia.
(3) Tasas de descuento en euros y en dólares.
Las tasas de descuento se reducen respecto a las de 2023, por la menor tasa de interés libre de riesgo (bajada de tipos de los
bancos centrales), menor riesgo crediticio y, en algunos casos, también menor riesgo país.
20 En 2023 las dotaciones, netas de reversiones, ascendieron a -739 millones de euros antes de impuestos.

Cuentas Anuales 2024 | 29 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 los
valores atípicos en algunos países y negocios) para Exploración y Producción del 13%, Industrial 12%, Cliente 14% y GBC 8%.
Deterioros registrados
En 2024 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
Deterioro reversible de inmovilizado intangible (1) | 15 | (51)
Deterioro reversible del inmovilizado material (2) | 16 | (1.002)
Deterioros reversibles de inversiones contabilizadas por el método de la participación (3) | 17 | 6

(1) No se incluyen deterioros de inversiones exploratorias no exitosas reconocidos en el transcurso normal de las operaciones (ver Nota 4.6) por importe de
-20 millones de euros (reconocidas en "Otro inmovilizado intangible").
(2) Incluye deterioros reconocidos sobre activos clasificados como mantenidos para la venta (ver Nota 18).
(3) Antes de impuestos.
Las dotaciones, netas de reversiones, han ascendido a -1.047 millones de euros antes de impuestos (-457 millones de euros
después de impuestos) 20. Las principales UGEs sujetas a dotaciones o reversiones de deterioro son:
– Exploración y Producción. Se reconocen deterioros netos por importe de -1.515 millones de euros, fundamentalmente
en: (i) activos USA, dotaciones de -835 millones de euros por el impacto de los menores precios de los hidrocarburos
y la revisión a la baja de los volúmenes futuros producidos, (ii) en Colombia, deterioro de -386 millones de euros en
activos en los que se ha alcanzado un acuerdo para su venta (ver Nota 18) y (iii) en Reino Unido, dotaciones de -139
millones de euros por los menores precios de los hidrocarburos.
– Industrial. En los activos del negocio de Refino en España se han reconocido reversiones por importe de +377. Las
reversiones se producen como consecuencia de las menores tasas de descuento WACC (7,9%, desde 9,0% en 2023)
y la evolución del marco fiscal (ver Nota 7), que había sido considerado en los flujos de caja futuros del test de
deterioro del ejercicio 2023. Adicionalmente, se han reconocido reversiones en Refino Perú (+94 millones de euros),
principalmente por las menores tasas de descuento WACC (8,7%, desde 9,5% en 2023) y la mayor destilación
prevista, y en el negocio de Mayorista y Trading de gas Norteamérica (+99 millones de euros), por las menores tasas
de descuento WACC (6,8%, desde 7,2% en 2023) y revisión a la baja de las tarifas de los contratos de transporte.
– Cliente. Deterioros en activos de movilidad México (-24 millones de euros), ante la previsión de unos menores
volúmenes y márgenes en la comercialización de carburantes.
– GBC. Deterioros en activos (-70 millones de euros antes de impuestos) principalmente en Italia y Chile.
El valor recuperable de los activos deteriorados en 2024, fundamentalmente activos de Exploración y Producción, asciende
aproximadamente a 3.800 millones de euros.
21 Dichas sendas consideran unos precios en términos reales de 44 $/bbl en 2030 y 26 $/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.

Cuentas Anuales 2024 | 30 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

5.2 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% |  | 1.992 |  | 1.621
| 10% |  | 1.143 |  | 945
| (10)% |  | (1.363) |  | (1.218)
| (20)% |  | (3.042) |  | (2.667)
Variación en la producción de hidrocarburos |  | 10% |  | 970 |  | 860
| (10)% |  | (1.163) |  | (1.151)
Variación en los precios (+/-20%) y la producción de hidrocarburos (+/-10%) |  | + |  | 2.415 |  | 2.014
| - |  | (4.705) |  | (4.169)
Variación en los márgenes de Industrial (2), Cliente y GBC |  | 10% |  | 1.238 |  | 947
| (10)% |  | (2.336) |  | (1.772)
Variación en la tasa de descuento |  | +100 p.b. |  | (1.172) |  | (892)
| -100 p.b. |  | 1.303 |  | 967

(1) Incluye el impacto sobre las inversiones contabilizadas por el método de la participación.
(2) El margen de los negocios industriales incluye el coste del CO 2.
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 2024 21, que supondrían
deterioros adicionales en torno a 3.600 millones de euros después de impuestos y minoritarios, fundamentalmente en el
segmento de E&P.
(6) Resultado financiero
El detalle por naturaleza de los ingresos y gastos financieros registrados en los ejercicios 2024 y 2023 ha sido el siguiente:

Resultado financiero |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Ingresos financieros |  | 341 |  | 425
Gastos financieros |  | (303) |  | (279)
Intereses netos (1) |  | 38 |  | 146
Por tipo de interés |  | 71 |  | 81
Por tipo de cambio |  | 172 |  | (222)
Otras posiciones |  | (23) |  | 9
Variación de valor razonable en instrumentos financieros (2) |  | 220 |  | (132)
Diferencias de cambio (3) |  | (271) |  | 242
Deterioro de instrumentos financieros (4) |  | (43) |  | (114)
Actualización financiera de provisiones |  | (247) |  | (128)
Intereses intercalarios |  | 230 |  | 158
Intereses arrendamientos (5) |  | (198) |  | (171)
Otros |  | 59 |  | 36
Otros ingresos y gastos financieros |  | (156) |  | (105)
RESULTADO FINANCIERO |  | (212) |  | 37

(1) Incluye ingresos por intereses por instrumentos financieros valorados a coste amortizado por importe de 339 millones de euros (425 millones en 2023).
(2) Incluye los resultados por la valoración y liquidación de instrumentos financieros derivados (ver Nota 13). En “Otras posiciones” se incluyen los resultados
por valoración y liquidación de derivados sobre acciones en autocartera (ver Notas 10.2 y 13).

Cuentas Anuales 2024 | 31 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

(3) Incluye los resultados por diferencias de cambio generados por la valoración y liquidación de las partidas monetarias en moneda extranjera.
(4) Incluye deterioros de préstamos otorgados a inversiones contabilizadas por el método de la participación: Canadá (Industrial) y Venezuela (E&P).
(5) Corresponde a la actualización financiera de pasivos por arrendamiento.
El resultado financiero es inferior al de 2023, debido p rincipalmente a los menores ingres os por intereses (como
consecuencia del menor volumen de las inversiones), el mayor gasto por actualización de provisiones y los mayores gastos
por diferencias de cambio compensados parcialmente por la valoración a mercado de derivados.
(7) 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. |

7.1 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).
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 2024 es de 166,
siendo las más significativas: 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 de Vizcaya. El número de sociedades que componen el mencionado Grupo en el ejercicio 2024
es de 8, siendo las más significativas: 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 2024 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%.
Adicionalmente, las entidades españolas del Grupo Repsol soportan el Gravamen Temporal Energético, como se indica en la
letra c) siguiente.

Cuentas Anuales 2024 | 32 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 2024 en las
principales jurisdicciones en que opera el Grupo:

País |  | Tipo de Gravamen |  | País |  | Tipo de Gravamen
Argelia (1) |  | 38% |  | Luxemburgo |  | 25%
Bolivia |  | 25% |  | México |  | 30%
Brasil |  | 34% |  | Noruega |  | 78%
Canadá |  | 29% |  | Países Bajos |  | 25,8%
Chile |  | 27% |  | Perú (5) |  | 29,5%
Colombia (2) |  | 35% |  | Portugal (6) |  | 22,5% - 31,5%
Estados Unidos (3) |  | 21% |  | Reino Unido (7) |  | 25%-40%
Indonesia |  | 37,6% - 44% |  | Singapur |  | 17%
Italia (4) |  | 24% |  | Trinidad y Tobago |  | 55% - 57,2%
Libia |  | 65% |  | Venezuela |  | 34% (Gas) y 50% (Petróleo)
(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) A partir de 2025, el tipo máximo es el 30,5%. (7) No incluye el Energy Profit Levy (tipo 38%).

c) Novedades normativas en el impuesto sobre beneficios
c.1) P rincipales reformas fiscales del período:
– En España, se han establecido límites más estrictos para la compensación de pérdidas y la aplicación de deducciones en
cuota. En concreto, (i) se han restablecido los límites que fueron incluidos en la Ley del Impuesto sobre Sociedades por
el Real Decreto-ley 3/2016, y anulados por la sentencia del Tribunal Constitucional 11/2024, de 18 de enero, por los que
la compensación de bases imponibles negativas queda limitada al 25% de la base imponible del ejercicio y las
deducciones por doble imposición interna e internacional se limitan al 50% de la cuota íntegra del ejercicio; y (ii) se ha
extendido a 2024 y 2025 la medida, inicialmente aprobada para 2023, que limita al 50% 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, a lo largo de diez años).
– En Reino Unido, el Gobierno ha endurecido el Energy Profits Levy con efectos 1 de noviembre de 2024, aumentando el
tipo del 35 al 38% y eliminando el incentivo a las inversiones. Asimismo, ha anunciado su intención de extender la
aplicación del tributo hasta 2030.
c.2) Tributación mínima (Pilar II OCDE)
En octubre de 2021, los 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 aprobaron una Directiva, basada sustancialmente en las reglas
modelo de la OCDE, para su entrada en vigor en el ejercicio fiscal 2024, tras su trasposición en cada uno de los Estados
miembros. España ha traspuesto la Directiva y ha establecido un Impuesto Complementario para garantizar un nivel mínimo
global de imposición para los grupos multinacionales y los grupos nacionales de gran magnitud (Ley 7/2024, de 20 de
diciembre), al que queda sujeto el Grupo Repsol.

Cuentas Anuales 2024 | 33 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

La evolución de la implementación local del impuesto mínimo en los países donde el Grupo Repsol tiene presencia es la
siguiente: a) España, Italia, Luxemburgo, Portugal, Noruega, Países Bajos, Reino Unido e Indonesia ya han aprobado
normativa nacional, b) Brasil está en proceso de tramitación, c) en el resto de países del Marco Inclusivo de la OCDE en los
que Repsol tiene presencia se desconoce si se implementará esta normativa localmente, salvo en el caso de Estados Unidos
donde la nueva administración Trump ha anunciado la no aplicación del Pilar II y la elaboración de un listado de medidas de
protección para aquellos supuestos que afecten negativamente a las empresas estadounidenses. 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 (como consecuencia de la complejidad del
impuesto y de la gran cantidad de información que se debe elaborar para su aplicación), 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 su aplicación a casos puntuales, supuestos de doble imposición.
En el ejercicio 2024 el Grupo Repsol no ha registrado ningún gasto por la aplicación de la normativa sobre tributación
mínima del Pilar II, al no estimarse impacto alguno en resultados.
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 debían satisfacer determinados operadores del sector energético durante dos años. Este gravamen es
una medida nacional equivalente a la Contribución Solidaria Temporal establecida en la Unión Europea para gravar los
beneficios extraordinarios de la guerra en Ucrania (Reglamento 2022/1854, del Consejo, de 6 de octubre de 2022). 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, prorrogó a 2024 el
GTE, previendo el establecimiento de un incentivo por inversiones y su reconfiguración para su plena integración en el
sistema tributario con carácter permanente. La Ley 7/2024, de 20 de diciembre, derogó el GTE. A continuación, el Real
Decreto-ley 10/2024, de 23 de diciembre de 2024, estableció un nuevo GTE para gravar las operaciones de 2024. El 22 de
enero de 2025 el Congreso de los Diputados rechazó la convalidación de este último Decreto-ley, que ha quedado derogado.
Aunque Repsol considera que el GTE tiene la naturaleza de un impuesto que recae sobre la renta o beneficio de la Compañía,
la carga fiscal correspondiente a las operaciones realizadas en 2023 se ha registrado, de acuerdo con el criterio manifestado
por la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), como gasto en el Resultado de las operaciones el día 1 de enero
de 2024, por importe de 335 millones de euros (443 millones de euros en 2023 por el correspondiente a las operaciones
realizadas en 2022), habiéndose pagado en febrero y septiembre de 2024. Adicionalmente, se han registrado provisiones por
riesgos por importe de -115 millones de euros (-143 millones de euros en 2023).
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 7.4).
7.2 Gasto devengado contablemente por impuesto sobre beneficios
El cálculo del gasto devengado contablemente por el impuesto sobre beneficios para los ejercicios 2024 y 2023 es el
siguiente:

Gasto por impuesto sobre beneficios |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Impuesto corriente por resultados del ejercicio (1) |  | (1.133) |  | (1.250)
Impuesto diferido del ejercicio (2) |  | 406 |  | 733
Ajustes de ejercicios anteriores y otras regularizaciones (3) |  | 165 |  | (564)
Total (gasto)/ingreso por impuesto sobre beneficios |  | (562) |  | (1.081)
(1) (Gasto)/ingreso contable que corresponde al impuesto a pagar por los resultados obtenidos en el ejercicio corriente. (2) (Gasto)/ingreso 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...)

Cuentas Anuales 2024 | 34 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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
|  | 2024 |  | 2023
Resultado antes de Impuesto sobre beneficios (IS) |  | 2.172 |  | 4.365
Resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación |  | 439 |  | 34
Resultado antes de IS y de resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación |  | 1.733 |  | 4.331
Tipo nominal general del IS en España |  | 25% |  | 25%
(Gasto)/Ingreso por IS al tipo nominal general español |  | (433) |  | (1.083)
Mayor gasto por IS por ajuste a tipos nominales diferentes al general español (1) |  | (303) |  | (575)
Mayor gasto por IS derivado de gastos no deducibles (2) |  | (116) |  | (183)
Menor gasto por IS por aplicación de mecanismos para evitar la doble imposición (3) |  | 112 |  | 270
Menor gasto por IS por aplicación de deducciones e incentivos fiscales (4) |  | 91 |  | 33
Ingreso/(gasto) por IS por ajustes sobre impuestos diferidos (5) |  | (178) |  | 1.434
Ingreso/(gasto) por IS por reversión de provisiones por riesgos fiscales |  | 223 |  | (1.032)
Otros (6) |  | 42 |  | 55
(Gasto)/Ingreso por IS |  | (562) |  | (1.081)
(1) Resultados gravados en el extranjero o en España a tipos diferentes del 25% (regímenes forales...). (2) Provisiones y gastos contables no deducibles fiscalmente. (3) Mecanismos para evitar la doble imposición, tanto internacional como interna, ya sean exenciones, bonificaciones o deducciones en cuota. (4) Corresponde principalmente a incentivos fiscales en Portugal y la aplicación del régimen de tonelaje en España. (5) Incluye fundamentalmente la regularización, tras revisión de su recuperabilidad, de activos por impuestos diferidos en España, EE.UU. y Luxemburgo. (6) Incluye principalmente ajustes/pagos por impuesto sobre beneficios de ejercicios anteriores.

7.3 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
|  | 2024 |  | 2023
Bases imponibles negativas por pérdidas, deducciones y similares (pendientes de aplicar) |  | 3.866 |  | 4.035
Diferencias entre amortizaciones contables y fiscales |  | (1.560) |  | (2.154)
Provisiones por desmantelamiento de campos e instalaciones (pendientes de aplicar) |  | 1.083 |  | 1.041
Provisiones para el personal y otras (pendientes de aplicar) |  | 854 |  | 926
Otros impuestos diferidos |  | (159) |  | 51
Total impuesto diferido |  | 4.084 |  | 3.899
Provisiones por riesgos relacionados con el impuesto sobre beneficios (1) |  | (2.337) |  | (2.551)
Impuesto diferido neto y otros fiscales |  | 1.747 |  | 1.348
(1) El movimiento de las provisiones por riesgos relacionados con el impuesto sobre beneficios es el siguiente: (i) reversión con cargo a resultados 213 millones de euros, (ii) pagos 4 millones de euros, y (iii) diferencias de conversión y otros -2 millones de euros.

A continuación, se desglosa el movimiento de impuestos diferidos para los ejercicios 2024 y 2023:

Millones de euros |  | 2024 | 2023
Saldo al inicio del ejercicio |  | 3.899 | 2.026
Ingreso/(Gasto) cuenta de pérdidas y ganancias |  | 40 | 1.411
Ingreso/(Gasto) en patrimonio neto |  | 43 | (54)
Diferencias de conversión de saldos en moneda extranjera |  | 58 | (47)
Otros (1) |  | 44 | 563
Saldo al cierre del ejercicio |  | 4.084 | 3.899
(1) En 2023 incluía los impuestos diferidos reconocidos por la integración de Repsol Resources UK y la adquisición de Asterion Energies S.L.. En 2024, corresponde principalmente a regularización de impuestos diferidos como consecuencia de la revisión de la valoración de los activos y pasivos adquiridos de Repsol Resources UK (ver Nota 24).

En España, en 2024 se recoge la baja por cobro de activos por impuestos diferidos de los ejercicios 2017 a 2020 derivada 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. Tanto en 2023 como en 2024 se recoge un aumento de

Cuentas Anuales 2024 | 35 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

activos por impuestos diferidos derivados de las pérdidas fiscales afectadas por la limitación temporal del 50% en la
compensación de pérdidas en grupos de consolidación fiscal.
Adicionalmente, en 2024 descienden los activos netos por impuestos diferidos como consecuencia de la revisión de su
recuperabilidad al cierre del ejercicio.
b) Activos y otros créditos fiscales
Los activos fiscales registrados correspondientes a bases imponibles negativas, deducciones y similares (pendientes de
aplicar), que ascienden a 3.866 millones de euros, corresponden principalmente a:

País |  | Millones de euros |  | Caducidad legal |  | Estimación recuperabilidad
España (1) |  | 2.539 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Reino Unido |  | 498 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Estados Unidos |  | 411 |  | 20 años / sin límite temporal |  | En su mayoría, en 10 años
Luxemburgo |  | 265 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Portugal |  | 56 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Argelia |  | 47 |  | Sin límite temporal |  | En menos de 10 años
Resto |  | 50 |  | - |  | -
Total |  | 3.866 |  |  |  |
(1) Incluye, entre otras bases imponibles negativas, las generadas en el ejercicio 2024 afectadas por la limitación temporal del 50% en la compensación de pérdidas en grupos de consolidación fiscal establecido por la Ley 38/2022 y créditos fiscales pendientes de devolución tras 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 3/2006 (Ver Nota 7.4).

c) Activos por impuestos diferidos no registrados
A continuación, se desglosan los activos por impuestos diferidos netos no registrados al cierre del ejercicio 2024:

|  |  |  | Apertura por concepto
País |  | Millones de euros |  | Bases imponibles negativas |  | Deducciones |  | Otros impuestos diferidos
Luxemburgo |  | 2.558 |  | 2.558 |  | — |  | —
Estados Unidos |  | 1.277 |  | 1.188 |  | — |  | 89
Reino Unido |  | 1.240 |  | 1.077 |  | — |  | 163
España (1) |  | 892 |  | 287 |  | 201 |  | 404
Canadá |  | 273 |  | — |  | — |  | 273
México |  | 172 |  | 152 |  | — |  | 20
Portugal |  | 63 |  | — |  | 63 |  | —
Argelia |  | 48 |  | 48 |  | — |  | —
Singapur |  | 11 |  | 11 |  | — |  | —
Venezuela |  | 4 |  | — |  | — |  | 4
Italia |  | 3 |  | 3 |  | — |  |
Países Bajos |  | 1 |  | 1 |  | — |  | —
Brasil |  | 1 |  | 1 |  | — |  | —
Bolivia |  | 1 |  | 1 |  | — |  | —
Colombia |  | — |  | — |  | — |  | —
Total (2) |  | 6.544 |  | 5.327 |  | 264 |  | 953

NOTA: El importe correspondiente a 2023 ascendía a 6.096 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 millones de euros
al cierre de 2024).
(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 701 millones de euros: (i) Venezuela 585 millones de euros; (ii) Trinidad y Tobago 111 millones de euros y (ii) Bolivia 5 millones de euros.
22 Actualmente operada por Petro Rio S.A.
23 CIDE: Contribuição sobre Intervenção no Domínio Econômico, PIS: Programa de Integração Social PIS y COFINS: Contribuição para o financiamento da
seguridade social.

Cuentas Anuales 2024 | 36 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

7.4 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. |
| 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 |  | 2020 - 2024 |  | Luxemburgo |  | 2019 - 2024
Bolivia |  | 2017 - 2024 |  | México |  | 2020 - 2024
Brasil |  | 2019 - 2024 |  | Noruega |  | 2019 - 2024
Canadá |  | 2021 - 2024 |  | Países Bajos |  | 2020 - 2024
Chile |  | 2021 - 2024 |  | Perú |  | 2020 - 2024
Colombia |  | 2019 - 2024 |  | Portugal |  | 2021 - 2024
España |  | 2021 - 2024 |  | Reino Unido |  | 2019 - 2024
Estados Unidos |  | 2021 - 2024 |  | Singapur |  | 2019 - 2024
Indonesia |  | 2020 - 2024 |  | Trinidad y Tobago |  | 2018 - 2024
Italia |  | 2019 - 2024 |  | Venezuela |  | 2018 - 2024
Libia |  | 2016 - 2024 |  |  |  |

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 2024, el Grupo tiene registrados 2.337 millones de euros por posiciones fiscales inciertas en impuestos sobre
beneficios (2.551 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). Adicionalmente, tiene reconocidas provisiones fiscales por
importe de 560 millones de euros (396 millones de euros a 31 de diciembre de 2023), que se presentan en el epígrafe de
"Otras provisiones" en la Nota 19. 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.
A 31 de diciembre de 2024 los principales litigios y reclamaciones de naturaleza fiscal que afectan al Grupo Repsol son los
siguientes:
– Bolivia. En el litigio sobre la deducción de los pagos de regalías y participaciones hidrocarburíferas del impuesto a la
renta, en 2024 adquirió firmeza la sentencia del Tribunal Supremo favorable a YPFB Andina, S.A. (ver Nota 17). Como
resultado, ya no existe deuda tributaria pendiente en relación con este litigio.
– Brasil. Petrobras, como operadora de los consorcios Albacora Leste 22, BMS 7, BMES 21 y BMS 9 en los que Repsol
participa o participaba (en un 6%, 22%, 7% y 15%, neto Repsol, respectivamente), tuvo reclamaciones de la
Administración tributaria por CIDE y PIS/COFINS 23 de los ejercicios 2008 a 2013, en relación con pagos a empresas
extranjeras por contratos de fletamento de plataformas de exploración y servicios relacionados (Split contractual).
Repsol Sinopec Brasil, S.A. (RSB, ver Nota 17) también tuvo reclamaciones de la Administración tributaria por los
mismos conceptos e impuestos por los ejercicios 2009 y 2011.
En mayo de 2024 fue publicada una norma por la que se otorgan beneficios para el pago de las deudas relacionadas con
las controversias antes mencionadas a cambio de desistir de los litigios correspondientes. En junio de 2024 tanto
Petrobras como RSB se acogieron a dicha norma, poniendo fin a los litigios existentes.

Cuentas Anuales 2024 | 37 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Por otra parte, RSB ha recibido actas regularizando el precio aplicado por Agri, B.V. y Guara, B.V. (ejercicios 2016 a
2019) y Lapa, B.V. (ejercicios 2017 a 2019) en la contratación de plataformas de perforación y extracción. La Compañía
ha recurrido dichas regularizaciones por considerar que la metodología de determinación del precio de los servicios es
correcta y conforme a derecho, habiendo obtenido resolución firme favorable en segunda instancia administrativa
respecto del ejercicio 2016, resolución favorable en primera instancia administrativa del ejercicio 2017 y resolución
desfavorable en primera instancia administrativa respecto del ejercicio 2018.
– España. Actualmente continúan abiertos procedimientos relativos a los siguientes ejercicios e impuestos:
• Inspección del Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 2006 a 2009. Los asuntos todavía en discusión 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 del Impuesto sobre Sociedades 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 sentencia de la Audiencia Nacional.
• Inspección del Impuesto sobre Sociedades 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 (declarados inconstitucionales por el Tribunal Constitucional).
Actualmente, el pleito está pendiente de sentencia de la Audiencia Nacional.
• Inspección del Impuesto sobre Sociedades 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 las deducciones
para evitar la doble imposición por actividades e inversiones en el extranjero por lo que se ha interpuesto
reclamación contra la liquidación que, actualmente, está pendiente de resolución por el Tribunal Económico-
Administrativo Central.
• Inspección del Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 2021 y 2022. Las actuaciones han tenido por objeto
comprobar la corrección de las solicitudes de rectificación y devolución de ingresos indebidos presentadas por la
inconstitucionalidad del Real Decreto-ley 3/2016 y han finalizado con un acta firmada en conformidad, acordando la
devolución correspondiente a las medidas anuladas por el Tribunal Constitucional, y otra acta, firmada en
disconformidad (sin deuda), relativa a medidas todavía no anuladas y que Repsol también considera contrarias a
Derecho.
• Inspección del Gravamen Temporal Energético de 2023. Las actuaciones inspectoras han finalizado con
discrepancias, sin imposición de sanciones, en cuanto a la inclusión de determinadas operaciones en la base de
cálculo del Gravamen. Contra el acuerdo de liquidación se ha interpuesto reclamación económico-administrativa
ante el Tribunal Económico-Administrativo Central.
– 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 viene siendo impugnada por la Administración
en la vía judicial.

Cuentas Anuales 2024 | 38 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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.
Adicionalmente, la Compañía mantiene con diversas administraciones tributarias litigios y reclamaciones en las que solicita la
devolución de impuestos que considera que han sido indebidamente pagados:
– España. Recursos relacionados con el Gravamen Temporal Energético. Repsol considera que el gravamen es
inconstitucional y contrario al Derecho de la Unión Europea y que su desarrollo reglamentario infringe la legalidad
vigente. Repsol ha recurrido ante la Audiencia Nacional la Orden Ministerial que desarrolló la Ley 38/2022, recurso que
se encuentra pendiente de sentencia. Asímismo, la compañía ha solicitado a la AEAT la devolución de los importes
ingresados por este gravamen en 2023 y 2024, por considerarlos ingresos indebidos, habiendo sido recurridas las
resoluciones desestimatorias de la AEAT ante el Tribunal Económico-Administrativo Central. Por último, la compañía
también ha recurrido las liquidaciones administrativas correspondientes a la comprobación del GTE pagado en 2023.
– España. Recursos relacionados con la petición de devolución del tipo autonómico del Impuesto sobre Hidrocarburos
(2013-2018). El impuesto fue declarado ilegal por el Tribunal de Justicia de la UE en sentencia de 30 de mayo de 2024
(asunto C-743/22) y por el Tribunal Supremo en varias sentencias del mismo año, que también fijó criterios sobre la
devolución del impuesto y la reparación de los daños causados. Repsol ha solicitado la devolución de lo indebidamente
ingresado por este concepto, encontrándose los recursos pendientes de sentencia judicial (en su mayor parte, en la
Audiencia Nacional).
– España. Recursos relacionados con el Impuesto sobre Hidrocarburos que, en los ejercicios 2014 a 2018, gravó el gas
natural empleado para producir electricidad. El Tribunal Supremo, en varias sentencias ha declarado este impuesto
contrario al Derecho de la UE, si bien frente a dichas sentencias el Estado español ha planteado incidente de nulidad.
Repsol ha solicitado la devolución de las cantidades que considera indebidamente ingresadas por este concepto,
estando los recursos pendientes de sentencia judicial (en su mayor parte, en la Audiencia Nacional).
– Indonesia. Las autoridades fiscales de Indonesia consideran que no es aplicable el tipo reducido de los convenios para
evitar la doble imposición en el "branch profit tax" que deben pagar los establecimientos permanentes que el Grupo
tiene en el país. La Compañía ha pagado el impuesto conforme al criterio de la administración indonesia, siguiendo la
práctica del sector, y ha interpuesto recursos para obtener la devolución de lo ingresado en exceso sobre lo previsto en
el convenio, recursos que se encuentran en fase administrativa o en vía judicial. Adicionalmente, se ha solicitado el
inicio de procedimientos amistosos entre administraciones tributarias para garantizar la aplicación del convenio para
evitar la doble imposición.
(8) Beneficio por acción
El beneficio por acción a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el que se detalla a continuación:

Beneficio por acción (BPA) |  | 2024 |  | 2023
Resultado atribuido a la sociedad dominante (millones de euros) |  | 1.756 |  | 3.168
Ajuste del gasto por intereses del bono perpetuo subordinado (millones de euros) |  | (60) |  | (60)
Número medio ponderado de acciones en circulación (millones de acciones) |  | 1.183 |  | 1.264
BPA básico y diluido (euros/acción) |  | 1,43 |  | 2,46

24 Capital social tras la ejecución de dos reducciones de capital en julio y noviembre mediante la amortización de 60 millones de acciones propias en total.

Cuentas Anuales 2024 | 39 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

ESTRUCTURA FINANCIERA Y RECURSOS FINANCIEROS

(9) Estructura financiera
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 y el capital empleado. El cálculo de la citada ratio a 31 de diciembre de 2024 y 2023
se desglosa a continuación (para más información véase el Anexo III del Informe de gestión consolidado 2024):

Estructura financiera | Millones de euros
| 2024 | 2023
Patrimonio neto | 29.099 | 29.070
Deuda financiera neta (1) | 5.008 | 2.096
Capital empleado (1) | 34.107 | 31.166
Ratio de Apalancamiento (%) | 14,7 | 6,7

(1) Medida Alternativa de Rendimiento. Para la conciliación de estas magnitudes con las NIIF-UE véase el Anexo III del Informe de Gestión consolidado 2024.
(10) Patrimonio neto

Patrimonio neto | Millones de euros
| 2024 | 2023
Fondos propios: | 25.883 | 26.150
Capital social | 1.157 | 1.217
Prima de emisión, reservas y dividendos: | 20.681 | 19.485
Prima de emisión | 4.038 | 4.038
Reserva legal (1) | 235 | 314
Resultados de ejercicios anteriores y otras reservas (2) | 16.437 | 15.163
Dividendo y remuneraciones a cuenta | (29) | (30)
Acciones y participaciones en patrimonio propias | (2) | (8)
Resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante | 1.756 | 3.168
Otros instrumentos de patrimonio | 2.291 | 2.288
Otro resultado global acumulado: | 606 | 47
Instrumentos de patrimonio con cambios en otro resultado global | (22) | (22)
Operaciones de cobertura | (394) | 40
Diferencias de conversión | 1.022 | 29
Intereses minoritarios | 2.610 | 2.873
TOTAL PATRIMONIO NETO | 29.099 | 29.070

(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.
(2) Este epígrafe incluye el traspaso del resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante correspondiente a 2024 y 2023, respectivamente.
Adicionalmente incluye la “Reserva por capital amortizado”, que de acuerdo con la Ley de Sociedades de Capital, debe dotarse por el valor nominal
equivalente de las acciones amortizadas en las reducciones de capital ejecutadas por la Compañía hasta 31 diciembre de 2024 y 2023 por 650 y 590
millones, respectivamente.
10.1 Capital social
El capital social a 31 de diciembre de 2024 y 2023 estaba representado por 1.157.396.053 24 y 1.217.396.053 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 en Febrero de 2025, 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) | — | 6,031 | 0,170 | 6,201
Norges Bank | 4,959 | — | 0,012 | 4,971
Millennium Group Management LLC | — | — | 1,013 | 1,013

(1) BlackRock, Inc. ostenta su participación a través de diversas entidades controladas. La información relativa a BlackRock, Inc. se basa en la declaración
presentada por dicha entidad en la CNMV el 4 de octubre de 2024 sobre la cifra de capital social de 1.177.396.053 acciones.
25 Remuneración pagada a las acciones en circulación de Repsol, S.A. con derecho a percibir el dividendo.

Cuentas Anuales 2024 | 40 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

A 31 de diciembre de 2024 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
|  | Mercados (1) |  |  |
1.157.396.053 |  | 100% |  | Bolsas de valores españolas (Madrid, Barcelona, Bilbao, Valencia) |  | 11,690 |  | 11,660 |  | euros

(1) No incluye bolsas, mercados o plataformas multilaterales de negociación en las que las acciones se puedan negociar sin solicitud por parte del Grupo.
Adicionalmente, Repsol, S.A dispone de un programa de ADRs que actualmente cotiza en el mercado OTCQX, plataforma
dentro de los mercados over-the-counter de los EE.UU. que distingue a aquellos emisores con mejores políticas de
información al mercado y sólidas actividades de negocio.
Para más información sobre el precio de la acción véase el apartado 4.6 del Informe de gestión consolidado 2024.
10.2 Acciones y participaciones en patrimonio propias
La Junta General Ordinaria de Accionistas de 6 de mayo de 2022 autorizó al Consejo de Administración por un periodo de 5
años a la adquisición de acciones de Repsol, directamente o a través de Sociedades dependientes, hasta un número máximo
de acciones que, sumado al que ya posea Repsol y cualesquiera de sus sociedades filiales, 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.
Las principales operaciones con acciones propias efectuadas por el Grupo Repsol han sido las siguientes:

Acciones y participaciones en patrimonio propias |  | 2024 |  | 2023
Millones de euros (importe) |  | Nº Acciones |  | Importe |  | % capital |  | Nº Acciones |  | Importe |  | % capital
Saldo al inicio del ejercicio |  | 578.697 |  | 8 |  | 0,05% |  | 225.565 |  | 3 |  | 0,02%
Compras en mercado (1) |  | 81.598.000 |  | 1.122 |  | 7,05% |  | 146.655.088 |  | 2.107 |  | 12,05%
Ventas en mercado (1) |  | (21.988.677) |  | (297) |  | 1,90% |  | (36.301.956) |  | (541) |  | 2,98%
Reducciones de capital |  | (60.000.000) |  | (831) |  | 5,18% |  | (110.000.000) |  | (1.561) |  | 9,04%
Saldo al cierre del ejercicio |  | 188.020 |  | 2 |  | 0,02% |  | 578.697 |  | 8 |  | 0,05%

(1) En 2024 y 2023 “Compras mercado” incluye las compras realizadas al amparo de los Programas de Recompra de acciones propias para su amortización
(un total de 55 millones de acciones en 2024 y 85 millones de acciones en 2023). También en 2024 y 2023 “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 2024 se han entregado 1,59 millones de acciones de acuerdo con lo establecido en cada uno de los planes
descritos en la Nota 28.4), 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 2024, la sociedad mantiene derivados sobre acciones propias (ver Nota 13).
10.3 Dividendos, retribución al accionista y reducciones de capital
La retribución en efectivo a los accionistas de Repsol, S.A. durante 2024 ha ascendido a 0,90 euros brutos por acción:
– En enero se ha pagado una retribución en efectivo de 0,40 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; y (ii) la
cantidad de 0,025 euros brutos por acción, en concepto de dividendo a cuenta de los resultados del ejercicio 2023. El
importe total pagado ha ascendido a 487 25 millones de euros.
– En julio se ha pagado un dividendo complementario de 0,50 euros brutos por acción con cargo a los resultados del
ejercicio 2023, por importe total de 588 28 millones de euros
Por último, se han ejecutado dos reducciones de capital mediante la amortización de 60 millones de acciones propias:
– En julio, se ha ejecutado la reducción de capital, mediante la amortización de 40 millones de acciones propias de un
euro de valor nominal cada una, aprobada por la Junta General Ordinaria de Accionistas 2024, dentro del punto séptimo
del orden del día.
– En noviembre, se ha ejecutado la reducción de capital, mediante la amortización de 20 millones de acciones propias de
un euro de valor nominal cada una, acordada por el Consejo de Administración de 23 de julio de 2024, al amparo del
acuerdo aprobado por la Junta General Ordinaria de Accionistas 2024 dentro del punto octavo del orden del día.
Durante 2023 la retribución en efectivo al accionista ascendió a 0,70 euros por acci ón.
26 Remuneración pagada a las acciones en circulación de Repsol, S.A. con derecho a percibir el dividendo.
27 El valor de mercado se calculará empleando el precio de cotización de la acción de la Sociedad en las Bolsas de Valores de Madrid, Barcelona, Bilbao y
Valencia a la apertura de la sesión bursátil del día o días en que se adquieran las acciones propias por la liquidación de los referidos derivados.
28 Los bonos subordinados perpetuos no contienen cláusulas de vencimiento anticipado, con excepción de los supuestos de disolución o liquidación.

Cuentas Anuales 2024 | 41 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Remuneración al accionista en 2025
El 14 de enero de 2025 se ha pagado a los accionistas un total de 0,475 euros brutos por acción, correspondientes a: (i) la
cantidad de 0,45 euros brutos por acción con cargo a reservas voluntarias (aprobado por la Junta General Ordinaria de
Accionistas 2024, 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 2024 (aprobado formalmente por el Consejo de Administración de 18 de
diciembre d e 2024). El importe total pagado ha ascendido a 550 26 millones de euros, registrado a 31 de diciembre de 2024 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 2025 de una retribución complementaria a los accionistas
(adicional a la pagada en enero de 2025) con cargo a reservas voluntarias de 0,5 euros brutos por acción que está previsto
tenga lugar el 8 de julio de 2025. Adicionalmente, ha acordado proponer a la próxima Junta General Ordinaria de Accionistas
una reducción de capital mediante la amortización de las siguientes acciones propias: (i) acciones propias cuyo valor de
mercado 27 conjunto no exceda de 50 millones de euros y que hayan sido adquiridas mediante la liquidación de derivados
sobre acciones propias contratados por la Sociedad; y (ii) las acciones que se adquieran mediante un programa de recompra
de acciones con una inversión máxima neta de 300 millones de euros
10.4 Otros instrumentos de patrimonio 28
El Grupo tiene emisiones vivas de bonos subordinados, cuyo importe nominal total a 31 de diciembre de 2024 y 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 2023).
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.

Cuentas Anuales 2024 | 42 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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).
10.5 Intereses minoritarios
El patrimonio neto atribuido a los intereses minoritarios a 31 de diciembre de 2024 y 2023 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 2022 | — | 423 | 220 | 36 | 679
Dividendos distribuidos | (53) | (27) | (4) | (5) | (89)
Resultado del ejercicio | 47 | 20 | 41 | 8 | 116
(Inversiones)/Desinversiones (1) | 1.648 | 247 | — | (4) | 1.891
Otros movimientos | (59) | 336 | — | (1) | 276
Saldo a 31 diciembre 2023 | 1.583 | 999 | 257 | 34 | 2.873
Dividendos distribuidos | (281) | (30) | (21) | (4) | (336)
Resultado del ejercicio | (122) | (37) | 2 | 11 | (146)
(Inversiones)/Desinversiones | — | 3 | — | 1 | 4
Otros movimientos (2) | 61 | 156 | — | (2) | 215
Saldo a 31 diciembre 2024 | 1.241 | 1.091 | 238 | 40 | 2.610

NOTA: En Repsol E&P S.a.r.l. el socio minoritario es EIG, que a 31 de diciembre de 2024 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 estrategia 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 IA.
(1) En 2023, incluye el impacto en minoritarios por: (i) la venta del 25% de los activos del negocio de Exploración y Producción a EIG por 3.350 millones de
dólares (que tuvo un impacto en "Reservas de ejercicios anteriores y otras reservas" de 887 millones de euros) y (ii) la venta del 49% de una cartera de activos
renovables en España a Pontegadea por 363 millones de euros (con impacto en "Reservas de ejercicios anteriores y otras reservas" de 32 millones de euros).
(2) Incluye en el subgrupo Repsol Renovables, S.A., las aportaciones de capital realizadas por el socio Janus Renewables, S.L. por importe de 183 millones de
euros (292 millones de euros en 2023).
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) | Subgrupo Repsol E&P S.a.r.l. |  | Subgrupo Repsol Renovables, S.A. |  | Petronor, S.A.
Millones de euros | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
Activo no corriente | 17.405 | 18.097 |  | 7.101 | 4.569 |  | 1.329 | 1.126
Activo corriente | 2.262 | 2.095 |  | 328 | 943 |  | 1.379 | 1.721
Total Activo | 19.667 | 20.192 |  | 7.429 | 5.522 |  | 2.708 | 2.847
Minoritarios | — | — |  | 448 | 475 |  | — | —
Pasivo no corriente | 11.328 | 11.287 |  | 3.490 | 1.968 |  | 178 | 76
Pasivo corriente | 3.377 | 2.549 |  | 892 | 960 |  | 838 | 958
Total Pasivo | 14.705 | 13.836 |  | 4.830 | 3.430 |  | 1.016 | 1.034
Resultado de explotación | 39 | 1.459 |  | 12 | 89 |  | 1 | 291
Resultado antes de impuestos | 47 | 1.256 |  | (162) | 56 |  | 2 | 310
Resultado del ejercicio | (484) | 405 |  | (156) | 16 |  | 13 | 292

Cuentas Anuales 2024 | 43 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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

Pasivos financieros |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Pasivos financieros no corrientes: |  |  |  |
Pasivos financieros no corrientes |  | 9.433 |  | 8.350
Derivados por operaciones comerciales no corrientes (1) |  | 494 |  | 273
Pasivos financieros corrientes: |  |  |  |
Pasivos financieros corrientes |  | 2.945 |  | 3.314
Derivados por operaciones comerciales corrientes (2) |  | 256 |  | 172
TOTAL |  | 13.128 |  | 12.109

(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 2024 y 2023, es el siguiente:

|  | 31 de diciembre de 2024 y 2023
Detalle pasivos financieros |  | A VR con cambio en resultados(4) |  | A VR con cambios en Otro resultado global(4) |  | A coste amortizado |  | Total |  | Valor Razonable (4)
Millones de euros |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023
Bonos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 4.903 |  | 4.807 |  | 4.903 |  | 4.807 |  | 4.706 |  | 4.525
Préstamos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 3 |  | 80 |  | 3 |  | 80 |  | 3 |  | 79
Pasivos por arrendamientos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 2.986 |  | 2.455 |  | 2.986 |  | 2.455 |  | n/a |  | n/a
Deudas con entidades de crédito (1) |  | 408 |  | — |  | — |  | — |  | 1.105 |  | 1.006 |  | 1.513 |  | 1.006 |  | 1.510 |  | 993
Derivados |  | 68 |  | 40 |  | 454 |  | 235 |  | — |  | — |  | 522 |  | 275 |  | — |  | —
No corrientes |  | 476 |  | 40 |  | 454 |  | 235 |  | 8.997 |  | 8.348 |  | 9.927 |  | 8.623 |  |  |  |
Bonos y ECP (2) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 1.549 |  | 1.142 |  | 1.549 |  | 1.142 |  | 1.556 |  | 1.120
Préstamos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 181 |  | 163 |  | 181 |  | 163 |  | 181 |  | 163
Pasivos por arrendamientos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 619 |  | 516 |  | 619 |  | 516 |  | n/a |  | n/a
Deudas con entidades de crédito |  | 6 |  | — |  | — |  | — |  | 425 |  | 393 |  | 431 |  | 393 |  | 430 |  | 392
Derivados |  | 172 |  | 276 |  | 244 |  | 57 |  | — |  | — |  | 416 |  | 333 |  | — |  | —
Otros pasivos financieros (3) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 5 |  | 939 |  | 5 |  | 939 |  | — |  | —
Corrientes |  | 178 |  | 276 |  | 244 |  | 57 |  | 2.779 |  | 3.153 |  | 3.201 |  | 3.486 |  |  |  |
TOTAL (4) |  | 654 |  | 316 |  | 698 |  | 292 |  | 11.776 |  | 11.501 |  | 13.128 |  | 12.109 |  |  |  |

NOTA: En relación con la jerarquía de valor razonable de los pasivos financieros medidos a valor razonable véase el apartado 11.3 de esta Nota.
(1) Incluye la financiación otorgada por el Banco Europeo de Inversiones y del Instituto de Crédito Oficial (ver Nota 11.4)
(2) El incremento se debe a la emisión neta de cancelaciones de Euro Commercial Paper (ECP).
(3) En 2023 incluía fundamentalmente el pasivo financiero reconocido a favor de Sinopec por el acuerdo para resolver el procedimiento arbitral existente y por
el que Repsol adquirió a Sinopec su participación accionarial del 49% en RRUK. Este importe ha sido desembolsado en 2024 (Ver Nota 11.6).
(4) En el apartado “Valor razonable de los instrumentos financieros” de esta Nota se informa de la clasificación de los instrumentos financieros por niveles de
jerarquía de valor razonable.
El desglose de la financiación media y su coste por instrumentos es el siguiente:

Financiación media y coste |  | 2024 |  | 2023
Millones de euros |  | Saldo medio |  | Coste medio (1) |  | Saldo medio |  | Coste medio (1)
Bonos |  | 6.871 |  | 2,18% |  | 6.537 |  | 1,94%
Deudas con entidades de crédito |  | 2.164 |  | 4,67% |  | 1.429 |  | 4,27%
Préstamos y otros pasivos financieros |  | 285 |  | 6,38% |  | 751 |  | 5,23%
TOTAL |  | 9.320 |  | 2,88 % |  | 8.718 |  | 2,61 %

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.
29 Principales emisiones, recompras o reembolsos del ejercicio 2023: (i) en mayo RIF canceló a su vencimiento el bono emitido por un nominal de 300
millones de euros y y un cupón variable referenciado al Euribor 3 meses + 70 puntos básicos, (ii) entre los meses de enero y junio s e recompróo y canceló
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.

Cuentas Anuales 2024 | 44 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

11.2 Bonos
Principales emisiones, recompras o reembolsos en el ejercicio 2024 29:

Movimiento |  | Fecha de emisión |  | Entidad emisora |  | Nominal (M€) |  | Precio |  | Cupón fijo anual % |  | Vencimiento |
Emisión |  | Sep-24 |  | Repsol Europe Finance, S.à.r.l. |  | 850 |  | 99,497% |  | 3,625% |  | Sep-34 |
Cancelación |  | Oct-20 |  | Repsol International Finance, B.V. |  | 850 |  | 99,753% |  | 0,125% |  | Oct-24 |

Detalle de bonos vivos a 31 de diciembre de 2024, 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
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
XS2894862080(1) |  | Repsol Europe Finance, S.à.r.l. |  | Sep-24 |  | Euro |  | 850 |  | 3,625% |  | Sep-34 |  | 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 2024 de 1.500 y 750 millones de euros, respectivamente (ver Nota 10.4).
(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. En marzo de 2025, Repsol International Finance, B.V. amortizará el saldo remanente de esta emisión por su valor nominal más los
intereses devengados y no pagados hasta la fecha (ver Nota 31).
(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 2.1 Cambio climático del Estado de
Información No Financiera Consolidado e Información sobre sostenibilidad (Anexo V del Informe de Gestión consolidado 2024) y el informe de
verificación del CII (disponible en www.repsol.com).
Al amparo del Programa Euro Commercial Paper (ECP) que mantiene Repsol Europe Finance, S.à.r.l. (REF) por importe
máximo de 3.000 millones de euros, garantizado por Repsol, S.A., se han realizado emisiones y cancelaciones a lo largo del
periodo, siendo el saldo vivo a 31 de diciembre de 2024 de 743 millones de euros (246 millones de euros al 31 de diciembre
de 2023).
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).
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,

Cuentas Anuales 2024 | 45 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 2024 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 10.4.
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 2024 y 2023 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.
11.3 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 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023
A VR con cambios en resultados |  | 47 |  | 61 |  | 600 |  | 237 |  | 7 |  | 18 |  | 654 |  | 316
A VR con cambios en otro resultado global |  | 70 |  | 5 |  | 104 |  | 1 |  | 524 |  | 286 |  | 698 |  | 292
TOTAL |  | 117 |  | 66 |  | 704 |  | 238 |  | 531 |  | 304 |  | 1.352 |  | 608

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

Millones de euros |  | 2024
Saldo al inicio del ejercicio |  | 304
Ingresos y gastos reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias |  | (28)
Ingresos y gastos reconocidos en patrimonio |  | 241
Diferencias de conversión |  | 14
Saldo al cierre del ejercicio |  | 531

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 2024 y 2023 no se han producido traspasos entre niveles de jerarquía en los instrumentos financieros.
11.4 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.
30 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 2025-2044 y cuyas cuotas estimadas futuras sin descontar ascenderían a 492 millones de euros siendo las más significativas las dos prórrogas
quinquenales del contrato de arrendamiento de un buque por importe de 245 millones de euros. Tampoco se han considerado las prórrogas opcionales de
los contratos de escasa probabilidad de ejecución y en concreto la de los contratos descritos en la Nota 16 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 9
millones de euros en 2025 y siguientes.
31 Un 9% y un 7% corresponden a contratos cuyo vencimiento es superior a 15 años tanto en 2024 como en 2023.

Cuentas Anuales 2024 | 46 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

En 2024 Credit Agricole, BBVA, Banco Sabadell y el Instituto de Crédito Oficial (ICO) han concedido a Repsol un préstamo
por importe de 348 millones de euros, para el desarrollo de una cartera de activos eólicos y solares en España, con una
capacidad total instalada de 400 megavatios (MW). El Grupo ha contratado una cobertura para cubrir el tipo de interés de
esta financiación (ver Nota 13).
En julio 2023 Repsol firmo un préstamo con el BEI por importe de 575 millones de euros para el despliegue y puesta en
operación en España de parques eólicos y plantas fotovoltaicas con una capacidad total de 1,1GW. La primera disposición se
ha realizado en enero de 2024 por importe de 400 millones de euros y vencimiento 12 años. El Grupo ha contratado una
cobertura para cubrir el valor razonable de esta financiación (ver Nota 13). En enero de 2025 se han dispuesto los 175 millones
de euros restantes con un vencimiento a 7 años.
En 2023 el Banco Europeo de Inversiones (BEI) concedió un préstamo de 120 millones de euros a 12 años, para apoyar la
construcción y explotación de la planta de biocombustibles avanzados de Cartagena; y el Instituto de Crédito Oficial (ICO)
concedió un préstamo por 300 millones de euros a 12 años ligado a la transformación de las instalaciones industriales. A 31
de diciembre de 2024 el saldo dispuesto de estos préstamos asciende a 420 millones de euros.
11.5 Pasivos por arrendamientos
Los pasivos reconocidos 30 por las cuotas a pagar por arrendamientos ascienden a 3.605 31 y 2.971 millones de euros a 31 de
diciembre de 2024 y 2023, respectivamente. Los principales contratos corresponden a contratos de transporte de
hidrocarburos en Norteamérica, a buques para el trasporte de hidrocarburos y a las estaciones de servicio del Grupo en
España, Portugal y Perú, que se describen en la Nota 16.
Durante 2024 se han dado de alta nuevos contratos de arrendamiento, destacando los correspondientes a nuevos buques
para el transporte de hidrocarburos en la actividad de trading (ver Nota 16).
11.6 Otros pasivos financieros - Liquidación del procedimiento arbitral con Sinopec
En 2024, se ha realizado el segundo y último pago de la contraprestación pactada en el acuerdo para la adquisición del 49%
del Repsol Sinopec Resources, UK Ltd (RRUK) y la resolución del procedimiento arbitral existente con Sinopec (Settlement
and Share Purchase Agreement). Dicha contraprestación estaba registrada en el epígrafe "Pasivos financieros corrientes". La
totalidad de la contraprestación pagada en 2024 ha ascendido a 1.069 millones de dólares (986 millones de euros).
(12) 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
|  | 2024 |  | 2023
Activos no corrientes: |  |  |  |
Activos financieros no corrientes |  | 1.533 |  | 1.562
Derivados por operaciones comerciales no corrientes (1) |  | 47 |  | 99
Activos corrientes: |  |  |  |
Otros activos financieros corrientes (2) |  | 2.111 |  | 4.491
Derivados por operaciones comerciales corrientes (3) |  | 167 |  | 252
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes |  | 4.758 |  | 4.129
TOTAL |  | 8.616 |  | 10.533

(1) Registrados en el epígrafe “Otros activos no corrientes” del balance de situación.
(2) La variación se explica fundamentalmente por la cancelación de depósitos durante el periodo.
(3) Registrados en el epígrafe "Deudores comerciales y otras cuentas a cobra r" (ver Nota 21) en “Otros deudores” del balance de situación.
32 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, ni otros activos que puedan desvirtuar su cálculo (arrendamientos, derivados, ni activos con elevada exposición a deterioros...).

Cuentas Anuales 2024 | 47 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

El detalle de los activos a 31 de diciembre de 2024 y 2023, 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 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
Instrumentos de patrimonio (1) |  | 25 | 26 |  | 13 | 47 |  |  | — |  | 38 | 73
Derivados |  | 17 | 39 |  | 40 | 69 |  |  | — |  | 57 | 108
Préstamos |  |  | — |  |  | — |  | 706 | 752 |  | 706 | 752
Depósitos a plazo |  |  | — |  |  | — |  | 25 | 177 |  | 25 | 177
Otros activos financieros (2) |  | 27 | 29 |  | 52 | — |  | 675 | 522 |  | 754 | 551
No corrientes |  | 69 | 94 |  | 105 | 116 |  | 1.406 | 1.451 |  | 1.580 | 1.661
Derivados |  | 339 | 116 |  | 26 | 197 |  |  | — |  | 365 | 313
Préstamos |  |  | — |  |  | — |  | 243 | 127 |  | 243 | 127
Depósitos a plazo |  |  | — |  |  | — |  | 1.653 | 3.882 |  | 1.653 | 3.882
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes (3) |  | 180 | 4 |  |  | — |  | 4.578 | 4.125 |  | 4.758 | 4.129
Otros activos financieros (2) |  | 1 | 1 |  |  | — |  | 16 | 420 |  | 17 | 421
Corrientes |  | 520 | 121 |  | 26 | 197 |  | 6.490 | 8.554 |  | 7.036 | 8.872
TOTAL (4) |  | 589 | 215 |  | 131 | 313 |  | 7.896 | 10.005 |  | 8.616 | 10.533

NOTA: En relación con la jerarquía de valor razonable de los activos financieros medidos a valor razonable véase el apartado 12.2 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 2024 y 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. Durante 2024 se han cobrado 173 millones de euros y se han renegociado las condiciones del precio aplazado hasta el fin del plazo de 3 años que
contemplaba el acuerdo de venta con EIG, no existiendo riesgo de recuperación del mismo, ya que cuenta con la garantía de las acciones vendidas en 2023
(collateral). Adicionalmente, en 2023 incluía los saldos pendientes de cobro de la desinversión del 49% de una cartera de activos renovables en España a
Pontegadea y que a la fecha ya han sido cobrados.
(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
cambio en su valor es poco significativo.
(4) No incluye “Otros activos no corrientes” y “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” del balance de situación consolidado que a 31 de diciembre de
2024 y 31 de diciembre de 2023 ascendían a 1.649 y 1.044 millones de euros a largo plazo y 7.197 y 7.722 millones 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 32 devengada de los activos financieros (excluyendo el "Efectivo y otros activos líquidos equivalentes")
asciende a un interés medio de 5,01% y 5,22% en 2024 y 2023, respectivamente.
12.1 Préstamos
En 2024 y 2023, 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 17) por
importe de 922 y 879 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 Petroquiriquire 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. 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
2024, el saldo vivo dispuesto (sin intereses) de dicha línea de crédito asciende a 634 millones de dólares (166 millones de
dólares abonados en 2024), siendo el saldo total a 31 de diciembre de 2024 de 369 millones de euros (970 millones de euros
de saldo bruto y una provisión de 601 millones de euros) y a 31 de diciembre de 2023 de 377 millones de euros (ver Nota 26).

Cuentas Anuales 2024 | 48 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

En 2023 Repsol y PDVSA firmaron un 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 26).
El vencimiento de esta clase de activos financieros es el siguiente:

Vencimiento de préstamos |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
2024 |  | — |  | 127
2025 |  | 243 |  | 294
2026 |  | 323 |  | 166
2027 |  | 6 |  | 1
2028 |  | 31 |  | 100
Años posteriores |  | 346 |  | 191
TOTAL |  | 949 |  | 879

12.2 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 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023
A VR con cambios en resultados |  | 294 |  | 33 |  | 238 |  | 121 |  | 57 |  | 61 |  | 589 |  | 215
A VR con cambios en otro resultado global |  | 79 |  | 129 |  | 9 |  | 136 |  | 43 |  | 48 |  | 131 |  | 313
TOTAL |  | 373 |  | 162 |  | 247 |  | 257 |  | 100 |  | 109 |  | 720 |  | 528

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

Millones de euros |  | 2024
Saldo al inicio del ejercicio |  | 109
Ingresos y gastos reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias |  | (3)
Ingresos y gastos reconocidos en patrimonio |  | 29
Ventas |  | (35)
Saldo al cierre del ejercicio |  | 100

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 2024 y 2023 no se han producido traspasos entre niveles de jerarquía en los instrumentos financieros.
(13) Operaciones con derivados y coberturas
13.1 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 (761 millones de euros en 2024 y 716 millones de euros en 2023).
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 2024 las siguientes:
33 En marzo de 2025, Repsol International Finance, B.V. amortizará el saldo remanente de la emisión de bonos subordinados emitidos en marzo de 2015 (ver
Notas 11.1 y 31).
34 Estos contratos tienen vencimientos entre 2025 y 2042 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 23 y 67 €/Mwh, en función del plazo, la tecnología, fecha de ejecución y el área geográfica.

Cuentas Anuales 2024 | 49 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

– Cobertura de tipos de interés en instrumentos de deuda. Se cubren flujos de efectivo mediante permutas financieras
de tipo de interés, destacando las permutas contratadas:
En 2014 por un nocional de 1.500 33 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).
En 2024 por un nocional de 348 millones de euros con vencimiento diciembre de 2038 y por las que el Grupo paga un
tipo de interés fijo 2,346% y recibe un tipo variable (Euribor a 6 meses). Estas permutas financieras están designadas
como instrumento de cobertura contable de la financiación otorgada para el desarrollo de una cartera de activos
eólicos y solares en España.
– 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 2025 y 2029.
A 31 de diciembre de 2024, su nocional asciende a 391 TBtu vendidos (equivalente a -1.188 millones de euros) y su
valor razonable a -110 millones de euros (223 millones de euros a 31 de diciembre 2023).
– 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) 34. A 31 de diciembre de 2024, su nocional
neto asciende a 73 millones de MWh vendidos, equivalentes a -1.745 millones de euros (47 millones de MWh
vendidos, equivalentes a -874 millones de euros en diciembre 2023) y su valor razonable a -491 millones de euros (-277
millones de euros en 2023). El incremento se debe principalmente a la evolución de los precios en el periodo y a la
contratación de nuevos derivados.
Adicionalmente, en 2024 el Grupo ha contratado una cobertura de valor razonable por un nocional de 400 millones de euros
con vencimiento enero de 2036 y por las que el Grupo recibe un interés fijo de 3,189% y paga un interés variable (Euribor 6M
más 52 puntos básicos). Estas permutas financieras están designadas sobre la financiación otorgada por el BEI para
desplegar y poner en marcha parques eólicos y plantas fotovoltaicas en España con una capacidad total de 1,1 GW (ver Nota
11.4).
A continuación, se detalla el desglose de los instrumentos designados como cobertura contable a 31 de diciembre de 2024 y
2023:

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 | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
Flujos de Efectivo: | (2.452) | (1.909) |  | 33 | 69 |  | 26 | 178 |  | (454) | (235) |  | (203) | (57) |  | (598) | (247) |  | (551) | 215
De tipo de interés | 401 | 173 |  | 2 | 9 |  |  | — |  | — | (1) |  | — | — |  | 2 | 11 |  | — | (8)
De precio de producto | (2.901) | (2.082) |  | 31 | 60 |  | 26 | 178 |  | (454) | (234) |  | (202) | (57) |  | (599) | (258) |  | (550) | 223
De tipo de cambio | 48 | — |  | — | — |  | — | — |  | — | — |  | (1) | — |  | (1) | — |  | (1) | —
Valor razonable: | 400 | — |  | 7 | — |  | — | — |  | — | — |  | — | — |  | 7 | — |  | — | —
De tipo de interés | 400 | — |  | 7 | — |  | — | — |  | — | — |  | — | — |  | 7 | — |  | — | —
Inversión Neta: | (761) | (716) |  | — | — |  | — | 19 |  | — | — |  | (41) | — |  | (41) | (56) |  | (60) | 75
De tipo de cambio | (761) | (716) |  | — | — |  | — | 19 |  | — | — |  | (41) | — |  | (41) | (56) |  | (60) | 75
TOTAL (1) | (2.813) | (2.625) |  | 40 | 69 |  | 26 | 197 |  | (454) | (235) |  | (244) | (57) |  | (632) | (303) |  | (611) | 290

(1) Los métodos de valoración del valor razonable (VR) se describen en la Nota 11.3.
(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 2024 y 2023 los cambios en el VR en los elementos cubiertos coinciden en general con los de los instrumentos de cobertura no habiéndose registrado
importes significativos por falta de efectividad.

Cuentas Anuales 2024 | 50 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

A continuación, se detalla el movimiento correspondiente a los instrumentos de cobertura contable a 31 de diciembre de
2024 y 2023 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 |  | 2024 |  | 2023
Saldo inicial a 31 de diciembre |  | 40 | (63) |  | (144) | (254)
Ganancias/(Pérdidas) por valoración imputadas a Otro resultado global |  | (312) | (56) |  | 400 | (8)
Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias (1) |  | (212) | 1 |  | (160) | 48
Diferencias de conversión |  | (12) | — |  | (1) | —
Participación de las inversiones en negocios conjuntos y asociadas |  | (1) | — |  | 1 | —
Efecto impositivo |  | 39 | 14 |  | (59) | (8)
Intereses minoritarios |  | 64 | — |  | (37) | —
Otros (2) |  | — | — |  | 40 | 159
Saldo final a 31 de diciembre |  | (394) | (104) |  | 40 | (63)
(1) Incluye, principalmente, la imputación a resultados de la cobertura de flujos de efectivo relacionados con las operaciones descritas en este apartado. (2) En 2023 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 2024 y 2023 son:

Saldos acumulados de instrumentos de cobertura (1) |  | Reserva cobertura de flujos efectivo y Reservas de conversión
Millones de euros |  | 2024 | 2023
Cobertura de flujos de efectivo: |  | (394) | 40
- De tipo de interés |  | (9) | (23)
- De precio de producto |  | (430) | 49
- De tipo de cambio |  | (1) | —
- Participación de las inversiones en negocios conjuntos y asociadas |  | 10 | 9
- Efecto fiscal |  | 36 | 5
Cobertura de inversión neta: |  | (104) | (63)
- De tipo de cambio |  | (158) | (102)
- Efecto fiscal |  | 54 | 39

(1) Saldo neto de intereses minoritarios.
13.2 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:

Otros instrumentos derivados |  | Activo No Corriente |  | Activo Corriente |  | Pasivo No Corriente |  | Pasivo Corriente |  | Total Valor Razonable
Millones de euros |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
De tipo de cambio |  | — | — |  | 198 | 42 |  | — | — |  | (110) | (143) |  | 88 | (101)
De precio de producto |  | 16 | 39 |  | 141 | 74 |  | (41) | (40) |  | (53) | (115) |  | 63 | (42)
Derivados sobre acciones propias |  | 1 | — |  | — | — |  | (27) | — |  | (9) | (18) |  | (35) | (18)
TOTAL |  | 17 | 39 |  | 339 | 116 |  | (68) | (40) |  | (172) | (276) |  | 116 | (161)

Cuentas Anuales 2024 | 51 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

El detalle de estos derivados por vencimiento a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el siguiente:

Vencimiento valores razonables | Millones de euros
| 2024 |  | 2023
| 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Sig. | Total |  | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Sig. | Total
De tipo de cambio | 88 | — | — | — | — | 88 |  | (101) | — | — | — | — | (101)
De precio de producto: | 59 | 6 | (8) | (2) | 8 | 63 |  | (41) | (3) | 6 | — | (4) | (42)
Futuros de compra (1) | 1 | (44) | (21) | (7) | 1 | (70) |  | (174) | (44) | (26) | (12) | (10) | (266)
Futuros de venta (2) | 65 | 45 | 16 | 7 | — | 133 |  | 198 | 43 | 29 | 11 | 5 | 286
Opciones | 2 | — | — | — | — | 2 |  | (1) | — | — | — | — | (1)
Swaps | (24) | 5 | — | 1 | 1 | (17) |  | (31) | 1 | 2 | 1 | 2 | (25)
Otros | 15 | — | (3) | (3) | 6 | 15 |  | (33) | (3) | 1 | — | (1) | (36)
Derivados sobre acciones propias | (9) | — | — | — | (26) | (35) |  | (18) | — | — | — | — | (18)
TOTAL | 138 | 6 | (8) | (2) | (18) | 116 |  | (160) | (3) | 6 | — | (4) | (161)

(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)
| 2024 |  | 2023
EUAs/UKAs CO2 (miles toneladas) | 12.036 | (133) |  | 14.111 | (156)
Crudo (miles de barriles) | 49.780 | 46 |  | 32.472 | (64)
Gas (TBTU) | 27 | (33) |  | 50 | 1
Electricidad (miles de MWh) | 6.232 | 31 |  | 4.996 | (39)
Productos | n.a. | 19 |  | n.a. | (8)
Total |  | (70) |  |  | (266)

(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)
| 2024 |  | 2023
EUAs/UKAs CO2 (miles toneladas) | 8.124 | 160 |  | 14.187 | 146
Crudo (Miles de barriles) | 44.894 | (42) |  | 34.910 | 72
Gas (TBTU) | 25 | 32 |  | 182 | 14
Electricidad (Miles de MWh) | 1.002 | (3) |  | 1.069 | 26
Productos | n.a. | (14) |  | n.a. | 28
Total |  | 133 |  |  | 286

En 2024 y 2023, el impacto de la valoración de los derivados de producto y de precio de CO2 en el “Resultado de las
operaciones” ha sido de 35 y 197 millones de euros de ingreso, respectivamente.
Durante 2024 y 2023 se ha llevado a cabo la contratación de forwards y swaps de divisa a corto plazo que han generado un
resultado financiero positivo de 243 y negativo de -141 millones de euros, respectivamente, reconocidos en el epígrafe
“Variación de valor razonable en instrumentos financieros” del resultado financiero (ver Nota 6).
Derivados sobre acciones propias
En 2024, se han contratado opciones sobre acciones de Repsol por un volumen total de 50 millones de acciones (25 millones
por adquisición de opciones de compra a un precio de ejercicio de 1 7,41 euros por acción y 25 millones por venta de opciones
de venta a un precio de ejercicio de 8,0 euros por acción). Estas opciones (conjuntamente denominadas “Reverse collar”) se
valoran a valor razonable con cambios en la cuenta de pérdidas y ganancias. El impacto registrado en el epígrafe “Variación a
valor razonable de instrumentos financieros” de la cuenta de pérdidas y ganancias ha ascendido a -26 millones de euros.
Adicionalmente se han contratado equity swaps (con opción de liquidación por entrega física o diferencias) por un volumen
de 5,4 millones de acciones con vencimiento contractual julio del 2025 y precio de contratación de 13,09 euros por acción, lo
que ha supuesto una entrada de caja de 71 millones de euros y un impacto por la valoración de estos derivados de -9 millones
de euros en la cuenta de pérdidas y ganancias.
A 31 de diciembre de 2023, el Grupo tenía contratados equity swaps (con opción de liquidación por entrega física o
diferencias) por un volumen de 25 millones de acciones con vencimiento contractual febrero y junio del 2024 y precio de
contratación de 13,99 euros por acción. Estos instrumentos, valorados a valor razonable con cambios en el epígrafe de
“Variación a valor razonable de instrumentos financieros” de la cuenta de pérdidas y ganancias han sido cancelados por

Cuentas Anuales 2024 | 52 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

entrega física en 2024, lo que ha supuesto una salida de caja de 346 millones de euros y un impacto por la valoración de
estos derivados de 9 millones de euros en la cuenta de pérdidas y ganancias del ejercicio.
(14) 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.
14.1 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 con 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.
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 apreciado en 2024 como
consecuencia, principalmente, de un entorno de elevada incertidumbre y mayor fortaleza de la economía estadounidense.
Para más información véase el apartado 3.1. del Informe de gestión consolidado 2024.
El tipo de cambio respecto del euro a 31 de diciembre de 2024 y 2023, ha sido:

Tipo de cambio €/$ | 31 diciembre 2024 |  | 31 diciembre 2023
| Tipo de cierre | Tipo medio acumulado |  | Tipo de cierre | Tipo medio acumulado
Dólar americano | 1,04 | 1,08 |  | 1,11 | 1,08

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 13.

Cuentas Anuales 2024 | 53 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

La sensibilidad en el resultado y el patrimonio neto después de impuestos, como consecuencia del efecto en los activos y
pasivos financieros poseídos por el Grupo a 31 de diciembre de 2024, por apreciaciones o depreciaciones del dólar frente al
euro, se detalla a continuación:

Sensibilidad tipo de cambio |  | Apreciación (+) / depreciación (-) en el tipo de cambio |  | Millones de euros
|  |  | 2024 | 2023
Efecto en el resultado |  | 10% |  | 5 |  | 17
| (10)% |  | (4) |  | (20)
Efecto en el patrimonio neto |  | 10% |  | (63) |  | (76)
| (10)% |  | 52 |  | 62

Riesgo de tipo de interés
Los resultados y el patrimonio del Grupo están expuestos a las variaciones en los tipos de interés en los mercados en los que
opera. La política monetaria, aunque sigue siendo aun restrictiva, ha comenzado su ciclo de relajación. En concreto el Banco
Central Europeo ha comenzado a reducir sus tipos de intervención en junio de 2024, mientras que la Reserva Federal ha
optado por retrasar los descensos de tipos hasta septiembre. La divergencia esperada en la política monetaria se ha ampliado
tras los resultados en las elecciones presidenciales norteamericanas.
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.
El endeudamiento de Repsol proviene de aquellos instrumentos financieros más competitivos en cada momento, tanto de
mercados de capitales como bancarios, y de acuerdo con 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 13).
A 31 de diciembre de 2024 la financiación (deuda bruta) a tipo fijo ascendía a 6.578 y (6.236 millones de euros en 2023). Este
importe supone el 77% (72% en 2023), de la deuda bruta, excluyendo arrendamientos e incluyendo instrumentos financieros
derivados de tipo de interés. Por otro lado, las inversiones financieras a tipo variable suponen un 15% del total, y su
remuneración media se informa en la Nota 12.
La sensibilidad en el resultado y el patrimonio neto después de impuestos, como consecuencia del efecto en los activos y
pasivos financieros poseídos por el Grupo a 31 de diciembre de 2024, 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
|  |  | 2024 | 2023
Efecto en el resultado |  | 50 p.b. |  | 11 |  | 23
| -50 p.b. |  | (11) |  | (23)
Efecto en el patrimonio neto |  | 50 p.b. |  | 10 |  | 4
| -50 p.b. |  | (11) |  | (4)

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 13).
35 Para información sobre las definiciones de los ratios de Liquidez y Solvencia y sus conciliaciones con las Medidas Alternativas de Rendimiento, véase el
Anexo III del Informe de gestión consolid ado 2024. Para información sobre la calificación crediticia véase el apartado 4.4 del Informe de Gestión
consolidado 2024 y www.repsol.com.

Cuentas Anuales 2024 | 54 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

A 31 de diciembre de 2024 un aumento o disminución del 10% en los precios de los commodities (principalmente crudo,
productos derivados del refino de petróleo, productos petroquímicos, gas natural y electricidad) hubiera supuesto las
siguientes variaciones en el resultado y en el patrimonio neto después de impuestos por los cambios de valor sobre los
derivados financieros:

Sensibilidad commodities (1) |  | Aumento (+) / disminución (-) en los precios de commodities |  | Millones de euros
|  |  | 2024 | 2023
Efecto en el resultado |  | +10% |  | 50 |  | 19
| (10)% |  | (50) |  | (19)
Efecto en el patrimonio neto |  | +10% |  | (267) |  | (213)
| (10)% |  | 268 |  | 215

NOTA: Una variación del +/-50% en los precios de los commodities supondría un impacto estimado de 247 y -249 millones de euros, respectivamente en el
resultado neto y de -1.336 y 1.384 millones de euros, respectivamente en el patrimonio.
(1) Impacto antes de intereses minoritarios.
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 2024.
14.2 Riesgo de liquidez 35
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 2024 recursos en efectivo y otros instrumentos
financieros líquidos y líneas de crédito no dispuestas suficientes para cubrir en 3,29 veces los vencimientos de su deuda a
corto plazo.
La liquidez al fin del periodo se ha situado en 9.098 millones de euros (incluyendo líneas de crédito comprometidas no
dispuestas), con el siguiente detalle:

| Millones de euros
| 2024 | 2023
Caja y bancos | 3.406 | 2.743
Otros activos líquidos equivalentes | 1.352 | 1.386
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes | 4.758 | 4.129
Depósitos a plazo de disponibilidad inmediata (1) | 1.655 | 3.878
Líneas de crédito comprometidas no dispuestas | 2.685 | 2.619
Liquidez | 9.098 | 10.626

(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, tiene contratos de confirming con entidades financieras
que, si lo desean, pueden ofrecerles la posibilidad de solicitarles el adelanto del cobro de sus facturas emitidas a algunas
sociedades del Grupo. Repsol no interviene en dichas transacciones, que se materializan entre el proveedor y la entidad
financiera de forma ajena al Grupo y sin requerir su conocimiento ni consentimiento. Repsol no acuerda con los
intermediarios financiación alguna de sus pagos por confirming, limitándose a hacer frente a los mismos a su vencimiento y,
por tanto, ni suponen su baja contable ni el cambio de consideración como deuda comercial (registradas en el epígrafe
"Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar"). Por tanto, el periodo medio de pago no se ve afectado por estos contratos
(Ver Nota 22). Los términos y condiciones de estos contratos son similares con independencia del intermediario financiero
permitiendo a los proveedores anticipar el cobro, sin emisión de garantías adicionales asociadas a dichos intermediarios
financieros por parte de Repsol.

Cuentas Anuales 2024 | 55 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

| Millones de euros
| 2024 | 2023
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar | 11.220 | 10.350
Saldos incluidos en acuerdos de confirming con intermediarios financieros | 226 | 326
Saldos que han anticipado el cobro con intermediarios financieros | 79 | 122

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" y cuyo importe a cierre del año no es significativo.
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, permitiendo 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 2024
y 2023:

Vencimiento pasivos financieros |  | Millones de euros |  | Millones de euros
| 2024 |  | 2023
|  | 2025 |  | 2026 |  | 2027 |  | 2028 |  | 2029 |  | Sig. |  | Total |  | 2024 |  | 2025 |  | 2026 |  | 2027 |  | 2028 |  | Sig. |  | Total
Bonos y obligaciones (1) |  | 1.551 |  | 499 |  | 748 |  | — |  | 645 |  | 3.010 |  | 6.453 |  | 1.146 |  | 1.477 |  | 499 |  | 748 |  | — |  | 2.081 |  | 5.951
Préstamos, deudas con entidades de crédito y otros(1) |  | 614 |  | 51 |  | 131 |  | 147 |  | 127 |  | 1.063 |  | 2.133 |  | 1.584 |  | 211 |  | 74 |  | 102 |  | 103 |  | 599 |  | 2.673
Cuotas por arrendamiento (1) |  | 760 |  | 633 |  | 552 |  | 500 |  | 401 |  | 1.825 |  | 4.671 |  | 576 |  | 510 |  | 430 |  | 405 |  | 377 |  | 1.595 |  | 3.894
Derivados (2) |  | 21 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 21 |  | 161 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 1 |  | 162
Proveedores |  | 5.474 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 5.474 |  | 4.896 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 4.896
Otros acreedores |  | 5.239 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 5.239 |  | 5.059 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 5.059

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 13. No incluye los derivados comerciales registrados
en el epígrafe “Otros pasivos no corrientes” y “Otros acreedores” del balance de situación.
36 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 17).

Cuentas Anuales 2024 | 56 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

14.3 Riesgo de crédito 36

| 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 con 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 con 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 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 actualiza su modelo de gestión de riesgo de crédito con las previsiones económicas en los principales países
donde opera, sin que se 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 por las operaciones en Venezuela, véase la Nota 26.
La exposición al riesgo de crédito del Grupo, distinguiendo por tipo de instrumento financiero, junto con el deterioro
registrado a 31 de diciembre de 2024 para cada uno de ellos, se desglosa a continuación:

Riesgo de crédito |  | Saldo Bruto |  | Deterioro promedio |  | Deterioro |  | Saldo Neto 31/12/2024 |  | Saldo Neto 31/12/2023
Activos financieros corrientes y Efectivo (1) |  | 6.869 |  | — |  | — |  | 6.869 |  | 8.620
Activos financieros no corrientes |  | 4.222 |  | 64% |  | (2.689) | (2) | 1.533 |  | 1.562
Otros activos corrientes y no corrientes |  | 3.678 |  | 46% |  | (1.708) | (2) | 1.970 |  | 1.354
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar |  | 7.668 |  | 4% |  | (304) | (2) | 7.364 |  | 7.974

(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 2024 registrados en
"Activos financieros no corrientes" corresponden principalmente a situaciones pendientes de litigios y procesos concursales (1.889 millones de euros) y a
préstamos y líneas de crédito otorgadas a los negocios conjuntos en Venezuela (601 millones de euros). Los deterioros existentes a 31 de diciembre de
2024 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 4.4 y 26), que en el ejercicio han supuesto una reversión neta
de deterioro por importe de 118 millones de euros (ver Nota 26).

Cuentas Anuales 2024 | 57 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura financiera y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
Las deudas comerciales se reflejan en el balance de situación a 31 de diciembre de 2024 y 2023 netas de deterioro, por un
importe de 7.364 y 7.974 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 |  | 2024 |  | 2023
Millones de euros |  | Deuda | Deterioro | Saldo |  | Saldo
Deuda no vencida |  | 7.081 | (68) | 7.013 |  | 7.550
Deuda vencida 0-30 días |  | 157 | (2) | 155 |  | 233
Deuda vencida 31-180 días |  | 68 | (4) | 64 |  | 60
Deuda vencida mayor a 180 días |  | 362 | (230) | 132 |  | 131
TOTAL |  | 7.668 | (304) | 7.364 |  | 7.974

El Grupo no tiene una concentración significativa de riesgo de crédito sobre los deudores comerciales (deuda a corto plazo
registrada en el epígrafe "Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar" del balance de situación), 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 3,58%.
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 17).
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 4.826 millones de
euros a 31 de diciembre de 2024 y de 4.193 millones de euros en 2023. De este importe, las deudas comerciales cubiertas con
garantías a 31 de diciembre de 2024 y 31 de diciembre de 2023 ascienden a 1.196 y 1.332 millones de euros, respectivamente.

Cuentas Anuales 2024 | 58 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

OTROS ACTIVOS Y PASIVOS

(15) Inmovilizado intangible
La distribución entre segmentos de negocio de los activos del inmovilizado intangible a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es:

|  | Coste Bruto |  | Amortización y deterioro acumulado |  | Coste Neto
Millones de euros |  | 31/12/2024 | 31/12/2023 |  | 31/12/2024 | 31/12/2023 |  | 31/12/2024 | 31/12/2023
Exploración y Producción |  | 1.902 | 2.196 |  | (1.530) | (1.795) |  | 372 | 401
Industrial |  | 575 | 506 |  | (324) | (274) |  | 251 | 232
Cliente |  | 1.539 | 1.438 |  | (782) | (715) |  | 757 | 723
GBC |  | 1.634 | 994 |  | (59) | (30) |  | 1.575 | 964
Corporación |  | 475 | 495 |  | (305) | (338) |  | 170 | 157
TOTAL |  | 6.125 | 5.629 |  | (3.000) | (3.152) |  | 3.125 | 2.477

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
2024 y 2023 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. y otros derechos | Aplicaciones informáticas | Otros |  | Aplicaciones informáticas y otros |  |  |
Millones de euros |  |
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
Coste bruto | 842 |  | 1.337 | 229 | 102 |  | 390 | 1.028 | 1.722 |  | 475 |  | 5.283 |  | 6.125
Amortización y deterioro | (322) |  | (1.071) | (157) | (90) |  | (227) | (590) | (238) |  | (305) |  | (2.678) |  | (3.000)
Coste neto 31/12/24 | 520 |  | 266 | 72 | 12 |  | 163 | 438 | 1.484 |  | 170 |  | 2.605 |  | 3.125

Fondo de comercio
En 2024 se ha reconocido el fondo de comercio generado en la adquisición de ConnectGen LLC, (42 millones de euros) y se
ha actualizado el valor del fondo de comercio de RRUK (-36 millones de euros) una vez completado de valoración de los
activos y pasivos y de la asignación final del precio de compra (ver Nota 24). En 2023 se reconocieron fondos de comercio
por la adquisición de Asterion Energies (59 millones de euros) y del 49% de RRUK (36 millones de euros, según valoración
inicial). En 2023, tras la venta de los negocios de E&P en Canadá y la liquidación y disolución de ROGCI, se dio 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 5.2 se incorpora información adicional de los deterioros del periodo, así como del efecto que los cambios de las
hipótesis clave tienen 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 2024 es el siguiente:

Cuentas Anuales 2024 | 59 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Fondo de comercio |  | Millones de euros
|  | 2024
Exploración y Producción (1) |  | 22
Cliente (2) |  | 402
Repsol Gas Portugal, S.A. |  | 106
Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. |  | 117
Repsol Portuguesa, S.A. |  | 86
Repsol Comercializadora de Electricidad y Gas, S.L.U |  | 49
Otras compañías |  | 44
GBC |  | 96
LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. |  | 52
ConnectGen LLC |  | 44
TOTAL 2024 (3)(4) |  | 520
TOTAL 2023 |  | 500

(1) Corresponde a Noruega.
(2) Corresponde a un total de 10 UGE (en otras compañías incluye una UGE del segmento Industrial).
(3) Del total, 476 y 500 millones de euros en 2024 y 2023 corresponden a sociedades cuya actividad principal se desarrolla en Europa.
(4) Incluye pérdidas de valor acumuladas por importe de 322 y 302 millones de euros en 2024 y 2023, respectivamente.
Otro inmovilizado intangible
El movimiento del coste bruto de "Otros activos intangibles" durante los ejercicios 2024 y 2023 es el siguiente:

|  |  | Exploración y Producción |  | Industrial, Cliente y GBC |  | Corporación |  |
|  |  | Permisos de exploración | Aplicaciones informáticas | Otros |  | EE.S. y otros derechos | Aplicaciones informáticas | Otros |  | Aplicaciones informáticas y otros |  | Total
Millones de euros
Saldo a 1 enero 2023 |  | 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
| Inversiones (1) |  | 70 | 9 | 2 |  | 39 | 107 | 25 |  | 39 |  | 291
| Retiros o bajas (2) |  | (423) | (1) | (2) |  | (14) | (11) | (2) |  | (58) |  | (511)
| Diferencias de conversión |  | 81 | 11 | 6 |  | (9) | 3 | 29 |  | — |  | 121
| Variación del perímetro de consolidación |  | — | — | — |  | — | 2 | 563 |  | — |  | 565
| Reclasificaciones y otros |  | (60) | 21 | — |  | 4 | 39 | (14) |  |  |  | (10)
Saldo a 31 diciembre 2024 |  | 1.337 | 229 | 102 |  | 390 | 1.028 | 1.722 |  | 475 |  | 5.283

(1) Las inversiones en 2024 y 2023 proceden de la adquisición directa de activos.
(2) Incluye la baja de bonos exploratorios totalmente amortizados en EE.UU.
Repsol tiene contratados seguros para cubrir potenciales incidentes de seguridad que pudieran producirse en su Sistema
Informático, incluyendo aplicaciones informáticas, por actos maliciosos (ciber-ataques) o accidentales, que causen la
indisponibilidad del sistema.
En 2024, 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, análisis de datos, inteligencia artificial y ciberseguridad-) y
en E&P a permisos exploratorios adquiridos en EE.UU. y México.
En 2024, los principales movimientos por "Variaciones del perímetro de consolidación" se corresponden con los derechos por
permisos y licencias adquiridos en la combinación de negocio ConnectGen por importe de 529 millones de euros.

Cuentas Anuales 2024 | 60 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

El movimiento de la amortización y las pérdidas de valor acumuladas durante los ejercicios 2024 y 2023 es el siguiente:

|  |  | Exploración y Producción |  | Industrial, Cliente y GBC |  | Corporación |  |
|  |  | Permisos de exploración (1) | Aplicaciones informáticas (2) | Otro inmov. |  | EE.S.y otros derechos (3) | Aplicaciones informáticas (2) | Otros (4) |  | Aplicaciones informáticas y otros (2) |  | Total
Millones de euros
Saldo a 1 enero 2023 |  | (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)
| Amortizaciones |  | (5) | (23) | (2) |  | (28) | (92) | (23) |  | (20) |  | (193)
| Retiros o bajas (5) |  | 423 | 1 | — |  | 13 | 10 | — |  | 58 |  | 505
| (Dotación)/Reversión pérdidas de valor |  | (42) | — | — |  | — | — | (23) |  | (6) |  | (71)
| Diferencias de conversión |  | (70) | (8) | (5) |  | 4 | (2) | 4 |  | — |  | (77)
| Variación del perímetro de consolidación |  | — | — | — |  | — | (1) | — |  | — |  | (1)
| Reclasificaciones y otros |  | 23 | 1 | — |  | (1) | (8) | (7) |  | 1 |  | 9
Saldo a 31 diciembre 2024 |  | (1.071) | (157) | (90) |  | (227) | (590) | (238) |  | (305) |  | (2.678)

(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 3.4).
(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 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 plazo medio es entre 1 y 3 años).
(4) Los permisos de desarrollo de proyectos renovables no se amortizan, siendo evaluada la existencia de deterioro, al menos una vez al año.
(5) Incluye la baja de bonos exploratorios totalmente amortizados en EE.UU.
El importe acumulado por deterioro a 31 de diciembre de 2024 y 2023, asciende a 698 y 651 millones de euros,
respectivamente.
(16) Inmovilizado material
La distribución entre segmentos de negocio de los activos del inmovilizado material a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es:
k

|  | Coste Bruto |  | Amortización y deterioro acumulado |  | Coste Neto
Millones de euros |  | 31/12/2024 | 31/12/2023 |  | 31/12/2024 | 31/12/2023 |  | 31/12/2024 | 31/12/2023
Exploración y Producción |  | 30.814 | 29.294 |  | (19.282) | (16.992) |  | 11.532 | 12.302
Industrial |  | 24.996 | 23.225 |  | (16.081) | (15.804) |  | 8.915 | 7.421
Cliente |  | 6.143 | 5.998 |  | (3.959) | (3.832) |  | 2.184 | 2.166
GBC |  | 5.142 | 3.209 |  | (245) | (154) |  | 4.897 | 3.055
Corporación |  | 889 | 953 |  | (440) | (511) |  | 449 | 442
TOTAL |  | 67.984 | 62.679 |  | (40.007) | (37.293) |  | 27.977 | 25.386

Las principales categorías de activos materiales a 31 de diciembre de 2024 y 2023 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 |  | 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
Coste bruto |  | 27.202 | 1.465 | 2.147 |  | 2.693 | 26.435 | 2.561 | 4.592 |  | 889 |  | 67.984
Amortización y deterioro |  | (17.771) | (1.135) | (376) |  | (1.157) | (17.629) | (1.499) | — |  | (440) |  | (40.007)
Coste neto 31/12/24 |  | 9.431 | 330 | 1.771 |  | 1.536 | 8.806 | 1.062 | 4.592 |  | 449 |  | 27.977

Cuentas Anuales 2024 | 61 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 EE.UU., México 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 en la mayoría de operaciones, las consecuentes
interrupciones en el negocio que éstas conllevan. El Grupo considera que el actual nivel de cobertura es, en general, adecuado
para los riesgos inherentes a su actividad.
El movimiento del coste bruto del inmovilizado material durante los ejercicios 2024 y 2023 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 2023 |  | 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
| Inversiones |  | 1.126 | 122 | 538 |  | 8 | 6 | 13 | 2.910 |  | 20 |  | 4.743
| Retiros o bajas |  | (869) | (628) | (40) |  | (16) | (197) | (33) | (52) |  | (111) |  | (1.946)
| Diferencias de conversión |  | 1.470 | 95 | 110 |  | 24 | 195 | 68 | 82 |  | — |  | 2.044
| Variación del perímetro de consolidación |  | — | — | — |  | 5 | (62) | — | (58) |  | — |  | (115)
| Reclasificaciones y otros (1) |  | (476) | (52) | 129 |  | 326 | 2.141 | 505 | (2.020) |  | 26 |  | 579
Saldo a 31 diciembre 2024 |  | 27.202 | 1.465 | 2.147 |  | 2.693 | 26.435 | 2.561 | 4.592 |  | 889 |  | 67.984

(1) En 2024 y 2023 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. En 2024, en Exploración y Producción, incluye principalmente reclasificaciones al
epígrafe de "Activos no corrientes mantenidos para la venta" de activos en Colombia (ver Nota 18). 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 2024 las "Inversiones" en inmovilizado material (4.743 millones de euros) se han incrementado respecto a las de 2023, se
corresponden principalmente con:
– Exploración y Producción 1.786 millones de euros, destacando las realizadas en EE.UU. (nuevas campañas de
perforación de los activos productivos de Eagle Ford, el desarrollo de Alaska y Golfo de México);
– Industrial 1.140 millones de euros, principalmente en los negocios de Química y Refino para el mantenimiento y mejora
de las actividades de los complejos industriales, así como ampliación del complejo químico de Sines en Portugal;
– Renovables 1.670 millones de euros, por las inversiones para el desarrollo orgánico de proyectos en España (Delta 2, Pi
y Abo), EE.UU. (Outpost y Pinnigton) y Chile.
En 2024 "Variaciones del perímetro de consolidación" incluye fundamentalmente, en GBC, las bajas derivadas de la venta del
negocio renovable en Francia adquirido a Asterion en 2023 y el alta del inmovilizado adquirido en la combinación de negocios
de ConnectGen (ver Nota 24). En 2023 incluía fundamentalmente en E&P, el alta de inmovilizado de Repsol Resources UK,
tras la adquisición a Sinopec de su participación del 49% (convirtiéndose Repsol en el propietario del 100% de la compañía),
y la baja por la desinversión de Repsol en Canadá, y en GBC incluía principalmente el alta del inmovilizado adquirido en la
combinación de negocios de Asterion Energies.

Cuentas Anuales 2024 | 62 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

E l movimiento de la amortización y los deterioros de valor durante los ejercicios 2024 y 2023 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 2023 | (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)
| Amortizaciones | (1.489) | (18) | (78) |  | (72) | (885) | (199) | — |  | (20) |  | (2.761)
| Retiros o bajas | 600 | 628 | 38 |  | 12 | 172 | 33 | — |  | 110 |  | 1.593
| (Dotación)/Reversión pérdidas de valor | (1.473) | (62) | (10) |  | (9) | 571 | (14) | — |  | — |  | (997)
| Diferencias de conversión | (923) | (73) | (20) |  | (5) | (123) | (33) | — |  | — |  | (1.177)
| Variación del perímetro de consolidación | — | — | — |  | (2) | 20 | 2 | — |  | — |  | 20
| Reclasificaciones y otros (1) | 685 | (94) | 1 |  | 5 | 22 | 7 | — |  | (18) |  | 608
Saldo a 31 diciembre 2024 | (17.771) | (1.135) | (376) |  | (1.157) | (17.629) | (1.499) | — |  | (440) |  | (40.007)

(1) En 2024 incluye principalmente reclasificaciones al epígrafe de "Activos no corrientes mantenidos para la venta" de activos en Colombia (ver Nota 18)
El coste neto, pendiente de amortización, de los activos amortizables asciende a 31 de diciembre de 2024 a 21.334 millones de
euros. Los activos no amortizables, es decir, terrenos e inmovilizado en curso, ascienden, a 592 y 6.051 millones de euros a 31
de diciembre de 2024, respectivamente, y 585 y 4.491 millones de euros a 31 de diciembre de 2023, respectivamente.
Con carácter general, los elementos del inmovilizado se amortizan linealmente en función de su vida útil estimada (véase la
Nota 3.4 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 y sin cambios respecto de
2023:

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 2024, la mayor amortización se explica principalmente por el segmento de E&P como consecuencia de la incorporación
de Repsol Resources, UK Ltd, de la mayor inversión y producción de los activos en EE.UU. (Marcellus e Eagle Ford) y en
Noruega (mayor actividad del campo YME). En Industrial, por la puesta en marcha de nuevos proyectos, nuevos contratos de
arrendamientos de buques y por la mayor amortización de las refinerías del Grupo tras la reversión de deterioros.
En 2024, no se ha tenido que modificar la vida útil estimada de las plantas industriales y comerciales del Grupo como
consecuencia del impacto previsto por la transición energética en la demanda de nuestros productos (ver Nota 3.5.2).
El epígrafe “Inmovilizado materia l” incluye elementos totalmente amortizados por importe de 11.546 y 10.857 millones de
euros a 31 de diciembre de 2024 y 2023 respectivamente.
A 31 de diciembre de 2024 y 2023 el importe de los deterioros de activos ascendía a 6.586 y 5.922 millones de euros,
respectivamente, correspondiendo fundamentalmente al deterioro de "Inversión en zonas con reservas" (4.494 y 3.381 millones
37 Derechos de uso deteriorados por importe de 247 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 (330 millones de euros a 31 de diciembre de 2023).

Cuentas Anuales 2024 | 63 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

de euros en 2024 y 2023, respectivamente) y "Maquinaria e instalaciones"(1.809 y 2.306 millones de euros en 2024 y 2023,
respectivamente). Para más información véase Nota 5.
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 2023 |  | 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
Altas |  | 171 |  | 441 |  | 9 |  | 292 |  | 133 |  | 1.046
Retiros o bajas |  | 2 |  | — |  | — |  | — |  | (4) |  | (2)
Amortizaciones y deterioros |  | (154) |  | (146) |  | (16) |  | (28) |  | (67) |  | (411)
Diferencias de conversión y otros |  | 18 |  | 25 |  | 1 |  | 13 |  | 16 |  | 73
Saldo a 31 de diciembre de 2024 |  | 1.091 |  | 594 |  | 35 |  | 563 |  | 261 |  | 2.544

Los contratos de arrendamiento más relevantes son los siguientes:
– Por las EE.S. que el Grupo tiene en España, Portugal, Perú y México, se firman contratos de arrendamiento por varios
conceptos y duración variable. A 31 de diciembre de 2024, el importe correspondiente de los derechos de uso asciende a
854 millones de euros y las cuotas futuras reconocidas como pasivo financiero a 907 millones de euros.
– Por los buques de transporte de hidrocarburos para la actividad de comercialización mayorista, principalmente de GNL,
un total de 13 contratos que tienen duración variable. A 31 de diciembre de 2024, el importe correspondiente de los
derechos de uso asciende a 490 millones de euros y las cuotas futuras reconocidas como pasivo financiero a 510
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 2024 los derechos
de uso por este contrato se encuentran totalmente provisionados (al igual que en 2023) y las cuotas futuras reconocidas
como pasivo financiero ascienden a 367 millones de dólares (353 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 2024 el importe
correspondiente de los derechos de uso asciende a 199 millones de dólares (192 millones de euros) 37 y las cuotas
futuras reconocidas como pasivo financiero a 626 millones de dólares (602 millones de euros).
Dentro del "Inmovilizado material”, ta mbién 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 218 y 158 millones de euros a 31 de diciembre de
2024 y 2023, respectivamente. Estas concesiones revertirán al Estado entre los años 2025 y 2057.
En 2024 se han dado de alta nuevos contratos de arrendamiento por importe de 1.046 millones de euros, destacando los
correspondientes a nuevos buques para el transporte de hidrocarburos en la actividad de trading.

Cuentas Anuales 2024 | 64 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

(17) Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación
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)
|  | 2024 |  | 2023
Negocios conjuntos |  | 2.971 |  | 2.698
Entidades asociadas (1) |  | 215 |  | 259
TOTAL |  | 3.186 |  | 2.957
Exploración y Producción |  | 2.169 |  | 2.105
Industrial |  | 324 |  | 281
Cliente |  | 274 |  | 271
GBC |  | 339 |  | 297
Corporación y otros |  | 80 |  | 3

(1) Incluye fundamentalmente la participación en Hecate Energy, LLC, OGCI Climate Investments Llp y Salamanca Infraestructure, LLC.
(2) En 2024, corresponden a Exploración y Producción 2.169 millones de euros (2.105 millones de euros en 2023).
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 3.4.1).
El movimiento habido en este epígrafe durante 2024 y 2023 ha sido el siguiente:

Inversiones contabilizadas aplicando método de participación |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Saldo al inicio del ejercicio |  | 2.957 |  | 4.302
Inversiones netas |  | 77 |  | (78)
Variaciones del perímetro de consolidación (1) |  | 93 |  | (1.024)
Resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación (2) |  | 439 |  | 34
Dividendos repartidos (3) |  | (314) |  | (446)
Diferencias de conversión |  | 108 |  | (59)
Reclasificaciones y otros movimientos (4) |  | (174) |  | 228
Saldo al cierre del ejercicio |  | 3.186 |  | 2.957

(1) En 2024 incluye fundamentalmente incorporación de la joint venture Illinois Wind del perímetro de ConnectGen (ver Nota 15), la adquisición de Genia
Bionenergy, S.L. y la adquisición de OC Electricidad y Gas, S.L.U., compensado con las desinversiones en Edwards Lime Gathering, LLC y Oleoducto de
Crudos Pesados Ltd. (Ecuador). En 2023 incluía, 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 adquirir Repsol a Sinopec su participación del 49%, con lo que se ha convertido en el propietario
del 100% de la compañía 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).
(2) Los mayores resultados en 2024 obedecen principalmente a los negocios de Exploración y Producción en Venezuela, Trinidad y Tobago y Bolivia. Este
epígrafe no incluye el "Otro resultado global" por importe de 108 millones de euros en 2024 (100 millones de euros correspondientes a negocios conjuntos
y 8 millones de euros correspondientes a asociadas) y de -56 millones de euros en 2023 (-49 millones de euros correspondientes a negocios conjunto s).
(3) En 2024 corresponden fundamentalmente a Cardón IV, Repsol Sinopec Brasil y Sierracol (E&P) y Bardhal (Cliente) y en 2023 fundamentalmente a Repsol
Sinopec Brasil (E&P) y BPRY (E&P).
(4) En 2024 incluye principalmente la actualización de las provisiones por el valor negativo del patrimonio neto de inversiones en Venezuela.
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 75% 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 23.
– 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 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 26.
– 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
38 Para los acuerdos conjuntos y sociedades asociadas significativos: (i) no existen restricciones legales aplicables sobre la capacidad de tr ansferir 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.

Cuentas Anuales 2024 | 65 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

p rincipales actividades de esta sociedad y sus filiales son la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos
en Trinidad y Tobago.
– 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 26.
– 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 26.
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 3), 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 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023
Ingresos ordinarios |  | 1.229 |  | 1.528 |  | 170 |  | 163 |  | 1.425 |  | 1.555 |  | 250 |  | 315 |  | 1.018 |  | 983
Amortización y deterioros (1) |  | (244) |  | (264) |  | (84) |  | (55) |  | (524) |  | (1.686) |  | 181 |  | — |  | (400) |  | (636)
Otros ingresos/(gastos) de explotación |  | (347) |  | (652) |  | (5) |  | (54) |  | (895) |  | (897) |  | (288) |  | (45) |  | (256) |  | (266)
Rdo. de explotación |  | 638 |  | 612 |  | 81 |  | 54 |  | 6 |  | (1.028) |  | 143 |  | 270 |  | 362 |  | 81
Intereses netos |  | 8 |  | 22 |  | 1 |  | — |  | (184) |  | (143) |  | (120) |  | (108) |  | 1 |  | (6)
Resto de partidas del Rdo. financiero |  | (9) |  | (118) |  | 18 |  | (8) |  | (44) |  | (36) |  | (13) |  | (40) |  | (18) |  | 30
Rdo. inversiones método participación (2) |  |  |  | — |  | 9 |  | (17) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | —
Rdo. antes de impuestos |  | 637 |  | 516 |  | 109 |  | 29 |  | (222) |  | (1.207) |  | 10 |  | 122 |  | 345 |  | 105
Gasto por impuesto |  | (364) |  | (93) |  | 24 |  | (7) |  | 273 |  | 614 |  | 304 |  | (323) |  | (138) |  | 46
Rdo. atribuido a la sociedad dominante |  | 273 |  | 423 |  | 133 |  | 22 |  | 51 |  | (593) |  | 314 |  | (201) |  | 207 |  | 151
Participación de Repsol |  | 60% |  | 60% |  | 48% |  | 48% |  | 30% |  | 30% |  | 40% |  | 40% |  | 50% |  | 50%
Rdo. por integración |  | 164 |  | 254 |  | 64 |  | 11 |  | 15 |  | (178) |  | 126 |  | (80) |  | 104 |  | 76
Dividendos |  | 140 |  | 249 |  | 7 |  | 18 |  | — |  | 112 |  | — |  | — |  | 107 |  | —
Otro resultado global (3) |  | 86 |  | (49) |  | 16 |  | (8) |  | (8) |  | 1 |  | (34) |  | 19 |  | 14 |  | (7)

(1) Incluye deterioros netos de activos en BPRY, YPFB Andina (ver Nota 5). En Cardón IV y PQQ incluye deterioros netos de activos y riesgo de crédito (-111)
(ver Nota 26).
(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 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023
Activos no corrientes |  | 4.633 |  | 3.803 |  | 480 |  | 498 |  | 2.130 |  | 1.998 |  | 493 |  | 303 |  | 879 |  | 690
Activos corrientes: |  | 392 |  | 651 |  | 301 |  | 254 |  | 1.141 |  | 574 |  | 216 |  | 390 |  | 626 |  | 471
Efectivo y equivalentes de efectivo |  | 193 |  | 359 |  | 164 |  | 111 |  | 57 |  | 96 |  | — |  | — |  | 23 |  | 22
Otros activos corrientes (1) |  | 199 |  | 292 |  | 137 |  | 143 |  | 1.084 |  | 478 |  | 216 |  | 390 |  | 603 |  | 449
Total Activos |  | 5.025 |  | 4.454 |  | 781 |  | 752 |  | 3.271 |  | 2.572 |  | 709 |  | 693 |  | 1.505 |  | 1.161
Pasivos no corrientes: |  | 2.330 |  | 1.727 |  | 134 |  | 267 |  | 2.045 |  | 2.127 |  | 1.287 |  | 1.221 |  | 411 |  | 308
Pasivos financieros |  | 1.249 |  | 810 |  | — |  | — |  | 1.306 |  | 1.381 |  | 970 |  | 944 |  | — |  | 5
Otros pasivos no corrientes |  | 1.081 |  | 917 |  | 134 |  | 267 |  | 739 |  | 746 |  | 317 |  | 227 |  | 411 |  | 303
Pasivos corrientes: |  | 310 |  | 457 |  | 44 |  | 35 |  | 1.607 |  | 851 |  | 723 |  | 1.005 |  | 619 |  | 400
Pasivos financieros |  | 79 |  | 170 |  | — |  | — |  | 751 |  | 398 |  | — |  | — |  | — |  | 1
Otros pasivos corrientes (1) |  | 231 |  | 287 |  | 44 |  | 35 |  | 856 |  | 453 |  | 723 |  | 1.005 |  | 619 |  | 399
Total Pasivos |  | 2.640 |  | 2.184 |  | 178 |  | 302 |  | 3.652 |  | 2.978 |  | 2.010 |  | 2.226 |  | 1.030 |  | 708
Activos netos |  | 2.385 |  | 2.270 |  | 603 |  | 450 |  | (381) |  | (406) |  | (1.301) |  | (1.533) |  | 475 |  | 453
Participación de Repsol |  | 60% |  | 60% |  | 48% |  | 48% |  | 30% |  | 30% |  | 40% |  | 40% |  | 50% |  | 50%
Participación en los activos netos (2) |  | 1.431 |  | 1.362 |  | 289 |  | 216 |  | (114) |  | (122) |  | (520) |  | (613) |  | 238 |  | 227
Valor contable de la inversión |  | 1.431 |  | 1.362 |  | 289 |  | 216 |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 238 |  | 227

(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 2024 y 2023 se ha registrado una provisión para riesgos y gastos, correspondiente al valor negativo del patrimonio neto de PQQ (Ver Nota 19).
BPRY: En 2024 y 2023 el valor de la inversión se iguala a cero minorando el valor contable del préstamo otorgado a esta entidad.

Cuentas Anuales 2024 | 66 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

(18) Otros activos y pasivos
Activos y pasivos mantenidos para la venta
Las principales líneas del balance consolidado de los activos clasificados como mantenidos para la venta y pasivos vinculados
a 31 de diciembre de 2024 son las siguientes:

Millones de euros |  | 31/12/2024
Activos no corrientes |  | 523
Activos corrientes |  | 1
Activos |  | 524
Pasivos no corrientes |  | 4
Pasivos corrientes |  | —
Pasivos |  | 4
ACTIVOS NETOS |  | 520

Incluyen fundamentalmente activos tras los acuerdos (sujetos al cumplimiento de determinadas condiciones suspensivas
habituales en este tipo de transacciones) para la venta del activo CPO-9 en Colombia y del 25% que Repsol posee en
SierraCol Energy Arauca LLC, que gestiona el activo Llanos Norte, y en EE.UU., del 20% del activo Monument. Con estos
acuerdos Repsol ha revisado el valor recuperable de los activos y registrado un deterioro parcial de los mismos (ver Nota 5).
Otros activos y pasivos
El epígrafe "Otros activos no corrientes" incluye principalmente, en 2024 y 2023, cuentas a cobrar a PDVSA en Venezuela (ver
Nota 26) por 485 millones de euros netos de deterioro (294 millones de euros en 2023), activos fiscales por el Alaska
Petroleum Tax asociados a las inversiones en Alaska por 346 millones de euros (182 millones de euros en 2023), PRT
(Petroleum Revenue Tax) en Reino Unido por 186 millones de euros, costes de captación de clientes de electricidad y gas por
109 millones de euros, depósitos asociados al desmantelamiento de activos de Exploración y Producción ("sinking funds") por
95 millones de euros (71 millones de euros en 2023), principalmente en Indonesia, y los instrumentos financieros derivados
asociados a operaciones comerciales no corrientes (ver Nota 12).
El epígrafe "Otros pasivos no corrientes" incluye principalmente, en 2024 y 2023 los instrumentos financieros derivados
relacionados con operaciones comerciales (ver Nota 11), así como fianzas y depósitos recibidos por 123 millones de euros en
ambos ejercicios.
El epígrafe "Otros activos corrientes" incluye principalmente depósitos asociados a los derivados de operaciones comerciales.
(19) Provisiones corrientes y no corrientes
19.1 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 5,2% (5,9% en 2023). |
| 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. |

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 19.

Cuentas Anuales 2024 | 67 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

El saldo a 31 de diciembre de 2024 y 2023 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 |  | Total
Saldo a 1 enero 2023 |  | 1.739 |  | 1.091 |  | 779 |  | 1.523 |  | 5.132
Dotaciones con cargo a resultados (1) |  | 279 |  | 995 |  | 502 |  | 311 |  | 2.087
Aplicaciones con abono a resultados |  | (10) |  | (11) |  | (9) |  | (24) |  | (54)
Cancelación por pago (2) |  | (133) |  | (3) |  | (278) |  | (212) |  | (626)
Variaciones del perímetro de consolidación (3) |  | 2.226 |  | (2) |  | — |  | (24) |  | 2.200
Diferencias de conversión, reclasificaciones y otros (4) |  | (235) |  | (1.087) |  | (886) |  | (28) |  | (2.236)
Saldo a 31 diciembre 2023 |  | 3.866 |  | 983 |  | 107 |  | 1.546 |  | 6.502
Dotaciones con cargo a resultados (1) |  | 430 |  | 758 |  | 37 |  | 304 |  | 1.529
Aplicaciones con abono a resultados (1) |  | (203) |  | — |  | (26) |  | (44) |  | (273)
Cancelación por pago (2) |  | (373) |  | — |  | (34) |  | (107) |  | (514)
Variaciones del perímetro de consolidación |  | — |  | — |  | — |  | (1) |  | (1)
Diferencias de conversión, reclasificaciones y otros (4) |  | 437 |  | (954) |  | (6) |  | (69) |  | (592)
Saldo a 31 diciembre 2024 |  | 4.157 |  | 787 |  | 78 |  | 1.629 |  | 6.651

NOTA: "Otras provisiones" incluye las constituidas para hacer frente a saneamientos y remediaciones medioambientales (ver apartado siguiente),
compromisos por pensiones (ver Nota 28), incentivos a empleados (ver Nota 28) y riesgos fiscales no relacionados con el impuesto de beneficios (ver Nota
7), 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 7).
(1) Incluye fundamentalmente: (i) 232 y 100 mill ones de euros, en 2024 y 2023 respectivamente, correspondientes a la actualización financiera de provisiones;
(ii)"Consumos de derechos de emisión de CO2" por importe de 758 y 995 millones de euros, en 2024 y 2023 respectivamente por el gasto por los derechos
necesarios para cubrir las emisiones de CO2; (iii) "Desmantelamiento de activos", en 2024 destaca la actualización de las provisiones de desmantelamiento
de los activos de exploración y producción en España y Reino Unido. En 2024, una variación en la tasa de descuento de un +/- 50 puntos básicos
disminuiría/aumentaría las provisiones en -156 y 148 millones de euros; (iv) "Riesgos por litigios", en 2023 incluía principalmente dotaciones por los
acuerdos alcanzados para poner fin a acuerdos litigiosos (ver apartado 19.2 de esta Nota); y (v) "Otras provisiones", en 2024 incluye principalmente
provisiones por reestructuración de plantilla, provisiones por contingencias medioambientales y otras.
(2) En 2024 "Desmantelamiento de activos" incluye pagos por desmantelamiento en Reino Unido y España. En 2023 "Riesgos por litigios" incluía
principalmente el pago por el acuerdo para resolver un litigio en EE.UU. relacionados con la compañía Maxus.
(3) En 2023 "Variaciones del perímetro de consolidación" incluía 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 convirtió en el propietario del 100% de la compañía (ver Nota 17) y
la baja de las provisiones por desmantelamiento de Repsol Canadá Energy Prtn.
(4) En 2024 y 2023 "Consumo de derechos de CO2" incluye la baja de los derechos consumidos por las emisiones realizadas en los ejercicios 2023 y 2022,
respectivamente y "Otras provisiones" incluye la actualización de valor negativo de las inversiones en Petroquiriquire (ver Nota 17). En 2023 el epígrafe de
“Riesgos por litigios” incluía la baja de la provisión para hacer frente a los riesgos derivados del arbitraje con Addax tras el acuerdo alcanzado con Sinopec.
A continuación, se incluye una estimación de los vencimientos de las provisiones al cierre del ejercicio 2024:

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 |  | 441 |  | 993 |  | 2.723 |  | 4.157
Provisiones por consumo de derechos de emisión de CO 2 |  | 787 |  | — |  | — |  | 787
Provisión por riesgos por litigios |  | 2 |  | 67 |  | 9 |  | 78
Otras provisiones |  | 284 |  | 684 |  | 661 |  | 1.629
TOTAL |  | 1.514 |  | 1.744 |  | 3.393 |  | 6.651

(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 2024 ascienden a 154 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.

Cuentas Anuales 2024 | 68 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 tanque Mare Doricum al producirse un
movimiento incontrolado del mism o, generando la ruptura de la tubería en la zona submarina de descarga conocido como
PLEM (PipeLine End Manifold).
El hidrocarburo derramado alcanzó zonas del litoral costero y afectó a algunas especies de las costas peruanas,
principalmente aves guaneras. Las acciones de limpieza de primera respuesta terminaron el 13 de abril de 2022. Actualmente
se continúa realizando patrullaje en toda la zona, tanto en mar como en tierra, que son reportados a las autoridades
correspondientes.
Los monitoreos fisicoquímicos, hidrobiológicos y biológicos realizados por la Compañía comprueban que el mar y las zonas
del litoral accesibles están cumpliendo, desde hace meses, con los estándares medioambientales nacionales e internacionales
y, por tanto, no representan ningún riesgo para la salud ni el medio ambiente. Estos monitoreos han sido ejecutados por
laboratorios acreditados y los resultados han sido compartidos con las autoridades correspondientes (el último informe
completo del estado de las áreas afectadas se entregó como parte de los planes de rehabilitación en octubre del 2023 y se
entregó información complementaria en noviembre 2024 dentro de la etapa de levantamiento de observaciones a los planes
de rehabilitación).
Tras las acciones de limpieza realizadas por RELAPASAA, el informe más reciente del Organismo de Evaluación y
Fiscalización Ambiental (OEFA), correspondiente a un monitoreo ejecutado en diciembre de 2024, confirma que los
resultados del agua superficial del mar y los sedimentos de las playas, afectadas por el derrame cumplen con las normas
ambientales y/o internacionales.
Los Planes de Rehabilitación exigidos por OEFA se han presentado dentro del plazo previsto (octubre de 2023) al Ministerio
de Energía y Minas para su aprobación y posterior ejecución.
Al 31 de diciembre de 2024, un 99% del número total de afectados identificados por el Gobierno han suscrito acuerdos de
compensación total.
Los gastos totales 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 438 millones
de dólares (352 millones de dólares en 2023). A 31 de diciembre de 2024 los costes pendientes de pago ascienden a 126
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 y judiciales, cuyos resultados dependerán de las
conclusiones que se obtengan de las investigaciones aún en curso.
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
la legislación exigible. En lo que respecta al incidente, se continúa coordinando con los gabinetes periciales nombrados por
las empresas de seguros las actuaciones a seguir. A 31 de diciembre de 2024, RELAPASAA ha cobrado un total de 276
millones de dólares (196 millones al 31 de diciembre de 2023) en concepto de indemnización.
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, y en 2023 se ha lanzado el
proyecto ImpulsaRed, cuyo objetivo es la transformación social y el desarrollo económico a través de la formación técnica y
empresarial, apoyo al emprendimiento empresarial (acompañamiento, dotación de fondos no reembolsables, ...) y
comedores populares. Se espera impactar positivamente en más de 9.000 personas en la zona afectada.
Para más información adicional sobre los litigios en curso derivados del derrame, véase el apartado siguiente. En relación los
impactos del derrame y las acciones para mitigarlos, véase el apartado 3.3 Comunidades afectadas del Estado de Información
No Financiera Consolidado e Información sobre Sostenibilidad (Anexo V del Informe de gestión consolidado 2024).

Cuentas Anuales 2024 | 69 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

19.2 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 2024, el balance de Repsol incluye provisiones por riesgos por litigios por un importe total de 78
millones de euros (107 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). 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 7.
Perú - derrame en las instalaciones de la Refinería de la Pampilla.
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 19.1), a
finales de agosto de 2022 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.
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.
Por su parte, Repsol, S.A. y Mapfre España han sido notificados con la demanda el 14 de mayo del 2024 y han cumplido con
presentar sus defensas de forma y fondo oportunamente. FRATELLI presentó su contestación a la demanda, que a la fecha se
encuentra pendiente de notificación a las partes. 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.
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 Damnificados por Repsol (ya
desestimada, véase las Cuentas Anuales consolidadas de 2023) y, con ello, los múltiples defectos de forma y fondo de que
adolece y que permiten su valoración como un riesgo remoto. El 2 de octubre de 2024, las demandadas ha presentado una
moción cuestionando la jurisdicción del tribunal para decidir sobre el caso. Se espera que el pronunciamiento de la Corte
sobre las cuestiones jurisdiccionales y de admisibilidad se emita entre el segundo y tercer trimestre del 2025.
Por otro lado, en relación a la demanda interpuesta por RELAPASAA y Mapfre Perú contra Fratelli, por inejecución de
obligaciones y responsabilidad extracontractual, ha sido admitida a tramitación y el proceso continúa en el juzgado
correspondiente. Entretanto, Fratelli presentó una demanda contra RELAPASAA en reclamación de casi 45 millones de
dólares por los daños que supuestamente habría sufrido como consecuencia del derrame. Esta contrademanda de Fratelli ha
sido admitida a tramitación por el juzgado correspondiente y RELAPASAA está ejerciendo oportunamente sus defensas de
forma y fondo. RELAPASAA considera que esta demanda carece de todo fundamento en atención a las verdaderas causas del
derrame y a que gran parte de los daños reclamados por Fratelli tienen su origen en la retención del buque Mare Doricum
ordenada por las autoridades judiciales peruanas, lo que es del todo ajeno a RELAPASAA.

Cuentas Anuales 2024 | 70 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Adicionalmente, el 13 de enero de 2025 RELAPASAA y Mapfre Perú interpusieron dos demandas contra FRATELLI y The
Standard Club Ireland DAC, reclamando, bajo el Convenio Internacional sobre Responsabilidad Civil por daños debidos a
contaminación por Hidrocarburos (“CLC” por sus siglas en inglés), el pago de lo gastado en compensaciones a terceros y
costos de limpieza asociados al incidente. El importe total de ambas reclamaciones asciende a 265 millones de dólares,
aproximadamente.
El 11 de abril de 2024 Repsol ha sido notificada con una demanda de la Municipalidad Distrital de Ancón contra RELAPASAA
y GRUPO REPSOL DEL PERÚ S.A.C. La Municipalidad sostiene que se ha visto afectada, entre otros, por la disminución de la
recaudación y gastos en los que ha incurrido en el marco del derrame en los últimos años, así como por el daño reputacional
a raíz del evento, por lo que reclama una indemnización total de 155 millones de dólares por responsabilidad civil
extracontractual (15 millones por lucro cesante, 29 millones por daño emergente y 111 millones por daño moral). La
Compañía ha venido ejerciendo oportunamente sus defensas tanto de forma como de fondo y considera que el riesgo de que
se materialice el total del importe reclamado es remoto.
Como consecuencia también del derrame, distintos organismos reguladores peruanos (entre ellos, Organismo de Evaluación
y Fiscalización Ambiental -OEFA-, Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Min ería -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.
España
Demandas por competencia desleal por prácticas publicitarias
La demanda presentada por Iberdrola el 21 de febrero de 2024 ante el Juzgado de lo Mercantil número 2 de Santander se
centra en acusaciones de competencia desleal. Iberdrola alega que Repsol ha incurrido en prácticas de publicidad engañosa
en varias campañas publicitarias y comunicaciones corporativas.
En su defensa, Repsol acusa a Iberdrola de intentar con esta demanda limitar su competencia en el mercado de
comercialización eléctrica y de gas, donde Iberdrola ocupa una posición dominante, utilizando las acusaciones infundadas de
greenwashing como una excusa para dañar la reputación de Repsol. En este sentido, Repsol solicita la desestimación total de
la demanda, defendiendo su derecho a comunicar sus esfuerzos y avances en la transición hacia una economía baja en
carbono.
La demanda solicita que se declare que Repsol ha incurrido en prácticas de publicidad engañosa, constitutivas de
competencia desleal, el cese de las campañas y contenidos objeto de la litis (algunos de los cuales ya habían finalizado al
tiempo de presentación de la demanda) y la destrucción de cualesquiera materiales relativos a los contenidos anteriores.
El 21 de noviembre de 2024 ha tenido lugar el juicio y ha quedado el asunto visto para sentencia. El impacto en los estados
financieros del Grupo, incluso en el escenario de estimarse la demanda, no se estima significativo. En particular, la
demandante no reclama compensación o indemnización económica alguna que pueda afectar al patrimonio de la compañía.
Denuncias y demandas en materia de defensa de la competencia
En diciembre de 2023, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), con origen en una información
reservada a partir de sendas denuncias de las asociaciones AESAE y ACIH, acordó iniciar un expediente sancionador contra
Repsol por presuntas prácticas constitutivas de abuso de posición de dominio en el mercado de la distribución mayorista de
combustibles en el segmento de transporte profesional, mediante un estrechamiento de márgenes entre marzo y diciembre
de 2022.
El estrechamiento, según la CNMC, derivaría tanto de los descuentos en el precio de compra ofrecidos a clientes
profesionales por el uso de determinadas aplicaciones móviles o tarjetas de fidelización y pago, como del incremento de los
componentes del precio de venta a terceros competidores en el mercado de la distribución mayorista.
Repsol no puede estar conforme con el anterior planteamiento. Los descuentos adicionales fueron realizados en aplicación de
lo establecido en el Real Decreto-Ley 6/2022, que obligó a los operadores con capacidad de refino a facilitar un descuento
universal de 0,05€ por litro de producto dispensado en las estaciones de servicio de su red. Y Repsol no incrementó los
componentes del precio de venta en el mercado de la distribución mayorista, ni siquiera a los terceros competidores en el
mercado de la distribución minorista; por el contrario, Repsol respetó todos los contratos de suministro, tanto vigentes como

Cuentas Anuales 2024 | 71 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

pendientes de formalización, e incluso suministró producto en condiciones spot a aquellos terceros que lo solicitaron y no
disponían de contrato, aunque ni antes, ni durante, ni después de 2022 Repsol ha dispuesto de una posición de dominio en
este mercado.
En cualquier caso, las prácticas mencionadas no habrían tenido la capacidad de erosionar los márgenes comerciales de los
distribuidores minoristas independientes ni de limitar la competencia en la distribución minorista, ni mucho menos existió
erosión o exclusión del mercado. Contrariamente, y a diferencia de lo acontecido en otros mercados igualmente afectados por
la crisis provocada por la invasión de Ucrania, las empresas asociadas a los denunciantes incrementaron volúmenes y
resultados durante 2022, como acreditan sus cuentas anuales.
Durante el ejercicio 2024 Repsol ha respondido a varias peticiones de información de la CNMC, sin que hasta la fecha la
Comisión haya comunicado ninguna decisión material sobre el expediente.
Estados Unidos de América
Demanda Hecate
Repsol (a través de su filial Repsol Renewables North America, Inc.-RRNA) es titular del 40% del capital de Hecate Energy
Group, LLC (HEG), compañía que desarrolla proyectos de energía renovable en EE.UU. El pasado 25 de junio de 2024 el otro
socio de HEG (Hecate Holdings LLC) comunicó a RRNA su intención de ejercitar la opción de venta a valor de mercado de
su 60% en la sociedad prevista en el acuerdo de miembros (Limited Liabilitiy Company Agreement - LLCA). Tras meses de
negociaciones sobre un protocolo que estableciera, entre otras cosas, un calendario provisional para la determinación del
precio, el 5 de septiembre de 2024, Hecate Holdings LLC presentó una demanda ante los tribunales de Delaware (Delaware
Chancery Court) contra RRNA por el supuesto incumplimiento material de determinadas obligaciones bajo el LLCA (en
particular, la no formalización de la compra el 10 de julio de 2024 -15 días tras la comunicación del ejercicio de la opción de
venta-; y la falta de compromiso de RRNA en el proceso de determinación del precio y en asumir su obligación de adquirir el
60% de HEG). El pasado 31 de enero de 2025 las Partes alcanzaron un acuerdo para dejar en suspenso el proceso judicial y
seguir avanzando en el proceso de determinación del precio y en la negociación de los restantes términos de la operación.
Litigios relacionados con el Cambio Climático.
Repsol Energy North America Corporation, Repsol Trading USA LLC y Repsol, SA fueron demandadas ante los tribunales
estatales de California por varios condados y municipios de California, por daños y perjuicios derivados del cambio climático
supuestamente causado por las emisiones de sus productos u operaciones. La asociación Pacific Coast Federation of
Fishermen´s Associations, Inc. también presentó demanda contra dichas empresas por motivos similares. Los litigios se
dirigen contra varias empresas energéticas (más de 30 demandadas).
En diciembre de 2023, la asociación Pacific Coast Federation of Fishermen´s Associations, Inc. desistió de su demanda. En
agosto de 2024 las administraciones californianas también desistieron de sus demandas, por lo que han quedado concluidos
estos litigios para las sociedades demandadas del Grupo Repsol.

Cuentas Anuales 2024 | 72 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

(20) Existencias

| Las existencias se valoran al menor entre el coste (calculado de acuerdo con el 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 estas 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. Conforme a la política contable adoptada por el Grupo para la presentación de subvenciones, este ingreso a distribuir se present a en balance minorando el valor de las existencias asociadas (al cierre de a ño, el ingreso diferido correspondiente a los ejercicios 2024 y 2023 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 (89%) y Cliente (8%). La
composición del epígrafe de "Existencias" a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es la siguiente:

Existencias |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Crudo (1) |  | 1.926 |  | 1.686
Gas Natural (2) |  | 275 |  | 236
Productos terminados y semiterminados (3) |  | 2.925 |  | 3.220
Derechos de emisión CO2 (4) |  | 513 |  | 992
Materiales y otros |  | 572 |  | 489
TOTAL (5) |  | 6.211 |  | 6.623

(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) |  | 2024 |  | 2023
Saldo al inicio del ejercicio |  | 12.136.547 |  | 13.098.227
Derechos de CO2 gratuitos recibidos |  | 7.268.775 |  | 7.588.574
Derechos de CO2 adquiridos en el mercado |  | 6.643.330 |  | 7.204.218
Derechos de CO2 vendidos en el mercado |  | (6.688.400) |  | (2.673.777)
Derechos de CO2 compensados |  | (12.241.753) |  | (13.080.695)
Saldo al cierre del ejercicio |  | 7.118.499 |  | 12.136.547

(5) Incluye deterioros por valoración de las existencias por importe de 74 y 158 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 y 2023 respectivamente. Las
dotaciones y reversiones del ejercicio ascienden a -10 y 64 millones de euros respectivamente (-60 y 48 millones de euros en 2023).
A 31 de diciembre de 2024, el importe de existencias de “commodities” destinadas a una actividad de “trading” ha ascendido a
270 millones de euros y el efecto en la cuenta de pérdidas y ganancias por la valoración a mercado de las mismas ha
representado un gasto de 1 millón 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.
E l menor saldo en el epígrafe de "Existencias" se explica principalmente por el menor coste de los inventarios (menores
precios medios del crudo Brent; -4 €/bbl un -6%), así como un menor saldo de derechos de CO2 por el menor precio y

Cuentas Anuales 2024 | 73 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

consumo de los complejos químicos en España y Portugal (reducción de la producción en un entorno de precios bajos), así
como por las menores compras.
El Grupo Repsol cumple a 31 de diciembre 2024 y 2023 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.
(21) Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es la siguiente:

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar |  | Millones de euros
|  | 2024 |  | 2023
Clientes por ventas y prestación de servicios (importe bruto) |  | 5.801 |  | 5.788
Deterioro acumulado |  | (142) |  | (174)
Clientes por ventas y prestación de servicios |  | 5.659 |  | 5.614
Deudores por operaciones de tráfico y otros deudores (1) |  | 481 |  | 476
Deudores por operaciones con el personal |  | 55 |  | 54
Administraciones públicas |  | 305 |  | 319
Derivados por operaciones comerciales (Nota 13) |  | 167 |  | 252
Otros deudores |  | 1.008 |  | 1.101
Activos por impuesto sobre beneficios corriente |  | 697 |  | 1.259
TOTAL |  | 7.364 |  | 7.974

(1) Importe neto de deterioro. En 2024 y 2023 incluye cuentas a cobrar a PDVSA en Venezuela por 53 millones de euros y 64 millones de euros (netas de los
deterioros reconocidos, ver Nota 14.3).
La disminución en e ste epígrafe se debe principalmente a la reducción de activos por impuesto sobre beneficios corriente
como consecuencia de los pagos recibidos de la hacienda pública (principalmente la liquidación del Impuesto de Sociedades
de los ejercicios 2022 y 2023 en España).
En relación con los deterioros de deudores comerciales y cuentas a cobrar, en 2024 destaca las reversiones correspondientes
a cuentas a cobrar a PDVSA (ver Nota 14.3 y 26). En relación con los activos por impuesto sobre beneficios corriente, véase la
Nota 7.2.
(22) 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
|  | 2024 |  | 2023
Proveedores |  | 5.474 |  | 4.896
Acreedores y otros |  | 4.337 |  | 4.017
Administraciones Públicas acreedoras |  | 646 |  | 870
Derivados por operaciones comerciales (Nota 13) |  | 256 |  | 172
Otros acreedores |  | 5.239 |  | 5.059
Pasivo por impuesto sobre beneficios corriente |  | 507 |  | 395
TOTAL |  | 11.220 |  | 10.350

Este epígrafe asciende principalmente por mayores compras en los negocios de Trading y por el anticipo recibido en relación
con el acuerdo de venta de activos en Colombia (ver Nota 18).

Cuentas Anuales 2024 | 74 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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
|  | 2024 |  | 2023
Período medio de pago a proveedores (PMP) (1) |  | 31 |  | 30
Ratio de operaciones pagadas (2) |  | 31 |  | 30
Ratio de operaciones pendientes de pago (3) |  | 26 |  | 30
|  | Importe (millones de euros)
Total pagos realizados |  | 14.445 |  | 16.294
Total pagos realizados dentro del plazo legal (4) |  | 14.063 |  | 15.698
Total pagos pendientes |  | 916 |  | 857
|  | Facturas
Número de facturas dentro del plazo legal (5) |  | 1.067.219 |  | 905.772

(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 97% (96% en 2023) sobre el total de los pagos a proveedores.
(5) Representa un 97% (79% en 2023) sobre el total de las facturas de proveedores.
(23) Compromisos y garantías
23.1 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 3 y 5).
A 31 de diciembre de 2024, los principales compromisos firmes de compras, inversión o gasto del Grupo son los siguientes:

Compromisos contractuales |  |  |  |  |  |  |  |
Millones de euros |  | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | Siguientes | Total
Compromisos de compra: |  | 8.879 | 1.446 | 1.475 | 1.430 | 1.410 | 14.648 | 29.288
Gas natural (1) (3) |  | 1.714 | 1.181 | 1.189 | 1.190 | 1.205 | 13.483 | 19.962
Crudo y otros (2) (3) |  | 7.165 | 265 | 286 | 240 | 205 | 1.165 | 9.326
Compromisos de inversión (4) |  | 1.012 | 209 | 91 | 80 | 29 | 19 | 1.440
Prestación de servicios (5) |  | 540 | 384 | 286 | 160 | 54 | 103 | 1.527
Compromisos de transporte (6) |  | 233 | 155 | 127 | 119 | 87 | 232 | 953
TOTAL |  | 10.664 | 2.194 | 1.979 | 1.789 | 1.580 | 15.002 | 33.208

(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 con los criterios establecidos en la NIIF 9 (ver Nota 13). 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. Tras casi tres años de
puesta en marcha, VG ha comunicado la puesta en operación de la terminal de Calcasieu Pass para el 15 de abril de 2025. El mecanismo de resolución de
controversias del contrato de suministro con la terminal articulado por Repsol en 2023 por los retrasos incurridos en la puesta en operación de la terminal,
sigue su curso. 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 el grupo PEMEX, State Organization for Marketing of Oil (SOMO), con el grupo Repsol Sinopec
Brasil, con Saudi Arabian Oil Company, con Sonatrach y con Sinochem International Oil (London), algunos de ellos de renovación anual, venciendo todos
ellos en 2025. Adicionalmente incluye compromisos de compra de electricidad en España.
(3) Los volúmenes comprometidos de crudo y gas se indican a continuación:

Cuentas Anuales 2024 | 75 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Compromisos de compra |  | Unidad de medida | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | Ejercicios posteriores | Total
Crudo |  | kbbl | 85.276 | 214 | 216 | 208 | — | — | 85.914
Gas natural: |  |  |  |  |  |  |  |  |
Gas natural |  | Tbtu | 59 | 31 | 31 | 31 | 26 | 130 | 308
Gas natural licuado |  | Tbtu | 158 | 142 | 142 | 139 | 139 | 1.638 | 2.358

(4) Incluye principalmente compromisos de inversión en España, EE.UU., Argelia, Chile y Portugal por importe de 429, 396, 186, 150, 123, millones de euros,
respectivamente.
(5) Incluye principalmente compromisos para desarrollos tecnológicos futuros por importe de 987 millones de euros.
(6) Incluye fundamentalmente los compromisos de transporte de hidrocarburos en Norteamérica y Perú por importe aproximado de 864 millones de euros.
23.2 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 2024, 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 316 millones de dólares, correspondiente al 100% de las obligaciones de Repsol Sinopec
Brasil (ver Nota 17), 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 326 millones y 284 millones de dólares, correspondientes al 60% de
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
131 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.
(24) Combinaciones de negocios
Adquisición de ConnectGen
En marzo de 2024 se ha completado la compra del 100% del subgrupo de energías renovables ConnectGen LLC, con una
cartera de proyectos de 20 GW y capacidades de desarrollo (especialmente en proyectos de energía eólica terrestre en
EE.UU.) a Quantum Capital Group, fondo estadounidense especializado en los sectores de energía y transición energética.
El precio de adquisición ha ascendido a 796 millones de dólares (unos 734 millones de euros), desembolsado en su totalidad
a cierre del ejercicio 2024.
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 (Inmovilizado intangible e Inmovilizado material) se ha calculado siguiendo un enfoque
de ingresos (“Income approach”, descuento de flujos de caja considerando variables no observables en el mercado). Las

Cuentas Anuales 2024 | 76 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

hipótesis más sensibles incorporadas en las proyecciones de flujos de caja de los activos son: (i) precios de la
electricidad, (ii) probabilidad de éxito de los proyectos, (iii) inversiones, costes operativos e incentivos fiscales y (iv)
tasas de descuento. Los activos y pasivos adquiridos se han reflejado en el balance (provisionalmente) por un valor neto
de 692 millones de euros y se compone fundamentalmente del valor estimado de las licencias y los permisos
correspondientes a 37 proyectos (3 solares, 17 eólicos y 17 de almacenamiento solar) que incluyen la participación del
50% en una Joint Venture en la que se ostenta control conjunto (Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC).
• 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. El valor del fondo de comercio asciende a 42 millones de euros.
El detalle de los activos netos adquiridos a 5 de marzo de 2024 y el fondo de comercio generado tras esta adquisición es el
siguiente:

| Millones de euros
| Valor razonable
Inmovilizado intangible | 529
Inmovilizado material | 28
Inversiones contabilizadas por el método de la participación | 108
Otros activos no corrientes | 29
Otros activos corrientes | 1
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes | 10
Total activos | 705
Provisiones corrientes y no corrientes | —
Deuda financiera corriente y no corriente | —
Otros pasivos corrientes | 13
Total pasivos | 13
ACTIVOS NETOS ADQUIRIDOS | 692
PRECIO NETO DE ADQUISICIÓN | 734
FONDO DE COMERCIO | 42

En el periodo y desde la fecha de adquisición, los negocios adquiridos no han generado ingresos de explotación y el resultado
neto ha ascendido a 3 millones de euros.
Los gastos por la transacción incurridos en el periodo ascienden a 5 millones de euros y han sido registrados en el epígrafe
“Otros gastos de explotación” de la cuenta de pérdidas y ganancias.
Adquisición 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 acordaron 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 19.2). En el marco de este acuerdo, Repsol adquirió a Sinopec su participación accionarial del 49% en RRUK, con lo que
convirtió en el propietario del 100% de la compañía. La contraprestación total del acuerdo (resolución del procedimiento
arbitral y adquisición del 49% de RRUK) ascendió a 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 fue de aproximadamente 1.000 millones de dólares.
De la contraprestación total del acuerdo, el importe asignado a la adquisición del 49% de RRUK ascendió 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 16), las provisiones para cubrir sus futuros desmantelamientos, créditos fiscales y activos netos por
impuestos diferidos (ver Nota 7) así como la caja y el resto de los activos financieros de la sociedad.

Cuentas Anuales 2024 | 77 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

La contabilización a 31 de diciembre de 2024 de esta combinación de negocios es definitiva, una vez ha finalizado el periodo
de doce meses desde la adquisición previsto en la NIIF 3 “Combinaciones de negocios”. Durante este periodo se ha revisado la
valoración de los activos y pasivos adquiridos (100% de los activos netos tras la baja de la participación previa del 51% de la
sociedad) sin que se hayan producido cambios significativos en el valor de los activos netos:

| Millones de dólares
| Valor razonable
Inmovilizado material | 1.633
Activos por impuesto diferido | 1.621
Otros activos no corrientes | 174
Otros activos financieros corrientes | 2.298
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes | 113
Total activos | 5.839
Provisiones corrientes y no corrientes | 2.732
Deuda financiera corriente y no corriente | 92
Pasivos por impuestos diferido | 705
Total pasivos | 3.529
ACTIVOS NETOS ADQUIRIDOS | 2.310
PRECIO NETO DE ADQUISICIÓN | 2.310
FONDO DE COMERCIO | —

Cuentas Anuales 2024 | 78 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros a ctivos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

FLUJOS DE EFECTIVO

(25) Flujos de efectivo
25.1 Flujos de efectivo de las actividades de explotación
Durante 2024 el flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación ha ascendido a 4.965 millones de euros frente a
los 6.511 millones de euros de 2023. 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 |  | 2024 |  | 2023
Resultado antes de impuestos |  |  | 2.172 |  | 4.365
Ajustes al resultado: |  |  | 3.880 |  | 3.401
Amortización del inmovilizado | 3, 15 y 16 |  | 2.932 |  | 2.436
Provisiones de explotación y pérdidas por deterioro | 5, 14.3, 15, 16 y 19 |  | 1.246 |  | 1.277
Resultado por enajenación de activos | 4.7 |  | (2) |  | (4)
Resultado financiero | 6 |  | 212 |  | (37)
Resultado de las entidades valoradas por el método de la participación neto de impuestos | 17 |  | (439) |  | (34)
Otros ajustes (netos) |  |  | (69) |  | (237)
Cambios en el capital corriente: |  |  | (8) |  | 878
(Incremento)/Decremento de cuentas a cobrar | 21 |  | (666) |  | 1.585
(Incremento)/Decremento de existencias | 20 |  | (422) |  | 154
(Incremento)/Decremento de cuentas por pagar | 22 |  | 1.080 |  | (861)
Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación: |  |  | (1.079) |  | (2.133)
Cobros de dividendos |  |  | 328 |  | 426
Cobros / (pagos) por impuesto sobre beneficios (1) |  |  | (51) |  | (1.968)
Otros cobros / (pagos) de actividades de explotación (2) |  |  | (1.356) |  | (591)
Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación |  |  | 4.965 |  | 6.511

(1) Para más información de la contribución fiscal del Grupo véase el apartado 4.5 y apartado 5 del Anexo V del Informe de Gestión consolidado 2024.
(2) Incluye principalmente los pagos por aplicación de provisiones (ver Nota 19).
El descenso obedece a los menores resultados del periodo y el pago de 986 millones de euros (ver Nota 14) por el acuerdo
para resolver el procedimiento arbitral con Sinopec ("Otros pagos de las actividades de explotación"). Todo ello se ha visto
parcialmente mitigado por un menor pago por impuesto sobre beneficios y por el menor Gravamen Temporal Energético
(GTE, 335 millones de euros en 2024).
25.2 Flujos de efectivo de las actividades de inversión
En 2024, el flujo de efectivo procedente de las actividades de inversión refleja una salida neta de 2.694 millones de euros.
Los pagos por inversiones en "Empresas del Grupo y asociadas" (997 millones de euros), reflejan fundamentalmente el pago
por la adquisición de ConnectGen (ver Nota 15 Inmovilizado intangible).
Los pagos por inversiones en "Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias" (4.725 millones de euros)
aumentan respecto a los del periodo comparativo y ponen de manifiesto el importante esfuerzo inversor del Grupo: en
Exploración y Producción destacan las inversiones en EE.UU. (desarrollos de Alaska y Golfo de Méjico y nuevos pozos e
instalaciones en Eagle Ford); en Industrial las mejoras en las instalaciones productivas (mantenimiento y actualización
tecnológica de las refinerías y plantas petroquímicas), así como el desarrollo de proyectos enfocados en la transición
energética como la planta de biocombustibles de Cartagena y la ampliación de Sines; en GBC el desarrollo de proyectos
renovables (EE.UU., España y Chile).
Los cobros por desinversiones en "Empresas del Grupo y asociadas" (208 millones de euros) y en "Inmovilizado material,
intangible e inversiones inmobiliarias" (498 millones de euros) incluyen fundamentalmente la desinversión en sociedades y
activos del segmento de Exploración y Producción en EE.UU, Colombia y Ecuador y de GBC por la venta del negocio
renovable en Francia adquirido a Asterion.
Los cobros netos en "Otros activos financieros" (2.051 millones de euros) se explican por la constitución y cancelación de
depósitos en el periodo.

Cuentas Anuales 2024 | 79 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros a ctivos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Por último, los cobros netos en "Otros flujos de efectivo de las actividades de inversión" (271 millones de euros), en línea con
los de 2023, corresponden principalmente a los intereses cobrados por la remuneración de la liquidez del Grupo.
Para más información véanse los apartados 4 y 5 del Informe de Gestión 2024.
25.3 Flujos de efectivo de las actividades de financiación
Durante 2024, el flujo de efectivo procedente de las actividades de financiación ha supuesto un pago neto de 1.641 millones
de euros frente al pago de 3.053 millones de euros en 2023. Incluye la emisión neta de instrumentos de deuda (programas de
bonos y de papel comercial, ver Nota 9 Estructura financiera), la inversión en autocartera (programas de recompra de
acciones y reducción de capital) y los desembolsos por el servicio de la deuda y dividendos (ver Nota 10 Patrimonio neto).
Las operaciones con minoritarios son poco significativas en comparación con las de 2023, que incluían la caja obtenida (1.852
millones de euros) por la venta del 25% del segmento de Exploración y Producción.
A continuación, se desglosa el movimiento de los pasivos derivados de las actividades de financiación en 2024:

Flujos de efectivo de las actividades de financiación 2024 |  | Millones de euros
|  | 2023 |  | 2024
|  | 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 |  | 1.399 |  | 510 |  | 30 |  | 8 |  | (3) |  | 1.944
Obligaciones y otros valores negociables |  | 5.949 |  | 432 |  | (39) |  | — |  | 110 |  | 6.452
Derivados financieros (pasivo) |  | 162 |  | (748) |  | 71 |  | 696 |  | 7 |  | 188
Préstamos |  | 243 |  | (84) |  | 12 |  | — |  | 13 |  | 184
Otros pasivos financieros |  | 939 |  | (9) |  | 17 |  | — |  | (942) |  | 5
Pasivos por arrendamiento financiero |  | 2.971 |  | (732) |  | 134 |  | — |  | 1.232 |  | 3.605
Total pasivos actividades de financiación (ver Nota 11) |  | 11.663 |  | (631) |  | 225 |  | 704 |  | 417 |  | 12.378
Derivados financieros (activo) |  | (69) |  | 790 |  | 1 |  | (924) |  | (7) |  | (209)
Otros (2) |  |  |  | (1.800) |  |  |  |  |  |  |  |
Total Flujos de efectivo de las actividades de financiación |  |  |  | (1.641) |  |  |  |  |  |  |  |

(1) Correspondiente al saldo corriente y no corriente del balance de situación.
(2) Incluye "Pagos por remuneraciones de accionistas y otros instrumentos de patrimonio" por importe de -1.153 millones de euros, "Cobros y (pagos) por
instrumentos de patrimonio" por importe de -850 millones de euros y "Operaciones con minoritarios" por importe de 203 millones de euros.
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 financieros (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 financiero |  | 2.923 |  | (617) |  | (50) |  | — |  | 715 |  | 2.971
Total pasivos actividades de financiación (ver Nota 11) |  | 13.675 |  | (4.009) |  | (92) |  | 1.103 |  | 986 |  | 11.663
Derivados financieros (activo) |  | (500) |  | 1.091 |  | (17) |  | (967) |  | 324 |  | (69)
Otros (2) |  |  |  | (135) |  |  |  |  |  |  |  |
Total Flujos de efectivo de las actividades de financiación |  |  |  | (3.053) |  |  |  |  |  |  |  |

(1) Correspondiente al saldo corriente y no corriente del balance de situación.
(2) Incluye, principalmente, "Pagos por remuneraciones de accionistas y otros instrumentos de patrimonio" por importe de -979 millones de euros, "Cobros y
(pagos) por instrumentos de patrimonio" por importe de -1.283 millones de euros y "Operaciones con minoritarios" por importe de 2.174 millones de euros.
En suma, el Efectivo y equivalentes de efectivo ha disminuido en 629 millones de euros respecto a 31 de diciembre de 2023
hasta alcanzar los 4.758 millones de euros, que forman parte de la Liquidez del Grupo (ver Nota 14 Riesgos financieros).

Cuentas Anuales 2024 | 80 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

OTRA INFORMACIÓN

(26) 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.
Conflicto en el Mar Rojo
Desde octubre de 2023, 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.
Los rebeldes están utilizando drones para atacar buques que cree están dirigidos 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 ha empujado 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, con
incrementos en tiempo y costes.
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.
A lo largo de 15 meses los ataques no cesaron aunque cada vez han sido más esporádicos y el mercado parece haber
interiorizado estas nuevas dinámicas. Parte de la relajación de las tensiones en el Mar Rojo se debe a la desescalada del
conflicto directo entre Israel e Irán primero a mediados de abril, y después a finales de octubre, tras un incremento de la
tensión que al final no puso en peligro ningún activo energético, poniéndose de manifiesto la intervención diplomática global
al más alto nivel y el bajo interés entre las partes de una escalada del conflicto.
El 15 de enero de 2025 se ha alcanzado un acuerdo de alto el fuego por etapas entre Israel y Hamás. La primera etapa del
acuerdo consiste en una tregua de seis semanas, durante la cual Hamás liberará a 33 de los rehenes que secuestró en el
ataque del 7 de octubre de 2023 e Israel liberará a decenas de prisioneros palestinos por cada rehén liberado. La segunda
etapa consiste en la negociación de un final permanente de la guerra. En la tercera etapa sería la reconstrucción de Gaza ya
que grandes zonas del territorio han quedado reducidas a escombros, por lo que esta fase podría durar varios años. Este
punto, sin embargo, aún no ha sido negociado por las partes, y sigue habiendo puntos conflictivos.
En este sentido, los hutíes anunciaron que detendrían los ataques contra buques estadounidenses y británicos que navegan
por el corredor del Mar Rojo, con la excepción de los barcos israelíes, y que dejarían de atacarlos una vez que se
implementaran todas las etapas de la tregua. Es por esto que el riesgo, aunque mermado, sigue latente y falta por ver cuánto
tarda en normalizarse la ruta o incluso si llega a suceder.
La prima de riesgo sobre el precio del crudo se sitúa en una banda alrededor de los 5 $/bl, pero no solo por el conflicto en
Oriente Medio, sino también por el recrudecimiento de la guerra entre Rusia y Ucrania, siendo muy difícil discernir qué parte
de esta prima se debe a uno u otro factor de riesgo.
Con respecto a las repercusiones macroeconómicas, a principios del conflicto en Oriente Medio y las restricciones en el Mar
Rojo, se avivaron las preocupaciones sobre un incremento de 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, estos
temores se redujeron significativamente al normalizarse las nuevas rutas más largas de los barcos.
Además, la respuesta de la inflación a las restricciones provocadas por el conflicto en el Mar Rojo, difiere del provocado por
los confinamientos. El aumento en los costes de transporte a raíz del conflicto del Mar Rojo no deriva en cierres
generalizados de fábricas ni del incremento de la demanda, que fueron factores claves en el alza de la inflación de bienes en
40 La emisión por parte de la United States Office of Foreign Assets Control (OFAC) de la licencia General 44 -GL44- como consecuencia de los acuerdos
alcanzados entre el régimen venezolano y la oposición en octubre de 2023. Esta licencia autorizaba las transacciones relacionadas con el sector venezolano
de O&G, incluidas las operaciones con PDVSA.
41 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.
42 Fuente: Estimado del Fondo Monetario Internacional.
43 Valores estimados según Índice Nacional de Precios de la Asamblea Nacional (INPCAN).
44 Tipo de cambio de referencia SIMECA (Sistema del Mercado Cambiario).
45 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
euros no es significativo).

Cuentas Anuales 2024 | 81 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 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, ante la relajación de las medidas coercitivas 40 de los Estados Unidos al Gobierno de
Venezuela, Repsol y PDVSA firmaron 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.
Durante 2024 la producción neta media de Repsol en Venezuela ha alcanzado los 67 miles de b arriles equivalentes de
petróleo día (62 miles de barriles equivalentes de petróleo al día durante 2023).
La exposición patrimonial 41 total de Repsol en Venezuela a 31 de diciembre de 2024 asciende a 504 millones de euros (259
millones de euros a 31 de diciembre de 2023), que incluye fundamentalmente la financiación otorgada a Petroquiriquire (ver
Nota 12 y 17), la inversión en Cardón IV y en Petroquiriquire, S.A. (ver Nota 17 y 19) y las cuentas a cobrar con PDVSA (ver
Notas 18 y 21).
En 2024 se mantiene la crisis política y económica descrita en la Nota 26 de las Cuentas Anuales consolidadas
correspondientes al ejercicio 2023. El PIB 42 ha disminuido en un 4% en 2024 y la inflación sigue siendo muy alta, alcanzando
un 61,5% 43 en 2024 y se prevé un 72,1% para 2025. La producción petrolera del país se ha recuperado levemente durante
2024 tras los últimos acuerdos firmados, si bien se ha producido una devaluación importante de la divisa venezolana (54.106
€/Bs frente a los 39.904 €/Bs de 31 de diciembre de 2023, tipo de cambio SIMECA 44, aunque la misma 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 45 (ver Nota 17).
El 28 de julio de 2024 se han celebrado elecciones presidenciales con un mandato de seis años que ha comenzado el 10 de
enero de 2025. Sin embargo, el Gobierno de los EE.UU. determinó que Maduro no cumplió plenamente los compromisos
asumidos en el marco del Acuerdo de Barbados firmados con representantes de la oposición en octubre de 2023, lo cual trajo
como consecuencia que la Licencia GL44, que autorizaba transacciones relacionadas con operaciones del sector de petróleo
o gas en Venezuela, terminó su vigencia el 18 de abril de 2024. Por su parte, la OFAC había emitido el día anterior (17 de
abril) la Licencia General GL44-A que otorgaba a las empresas 45 días para cerrar las operaciones autorizadas por la GL 44,
no obstante, declaró que las empresas estadounidenses podrían solicitar licencias específicas para trabajar en Venezuela. El
21 de mayo de 2024, la OFAC concedió una licencia específica que permite a diferentes compañías del Grupo Repsol
continuar sus operaciones en Venezuela en un marco de seguridad y estabilidad para el desarrollo de sus planes de negocio.
Destaca en el periodo que Repsol ha alcanzado un acuerdo con PDVSA por el que Petroquiriquire ha adquirido dos nuevos
campos petrolíferos en compensación de la deuda comercial histórica por venta de crudo (hasta diciembre 2023) de PDVSA
con Petroquiriquire. Asimismo, Repsol y PDVSA han acordado realizar las gestiones pertinentes para extender el plazo de la
licencia de los campos de Petroquiriquire hasta 2046.
Adicionalmente, los resultados de las elecciones en EE.UU. en el mes de noviembre, implican un cambio en la administración
americana a partir de 20 de enero de 2025. Se mantiene un alto nivel de incertidumbre en relación a la política exterior que se
pueda poner en marcha respecto a Venezuela. En este sentido, 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.
46 Reconocidos en los epígrafes de "(Dotación)/Reversión por deterioro" (riesgo de crédito, ver Notas 4.4 y 14.3) y de "Deterioro de instrumentos
financieros" (ver Nota 6), de la cuenta de pérdidas y ganancias.

Cuentas Anuales 2024 | 82 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 3.5, 14.3 y 17).
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 se basa en la información histórica de defaults soberanos (Informe Moody´s
“Sovereign Default and recovery rates 1983-2023") 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.
Durante este periodo, el Grupo ha actualizado las provisiones existentes relacionadas con sus negocios en Venezuela. La
actualización del perfil de riesgo de crédito de PDVSA y del entorno previsible de los negocios ha tenido reflejo en el valor de
los activos y de los instrumentos de financiación y cuentas a cobrar a PDVSA (con un impacto en resultados antes de
impuestos de +118 m illones de euros, ver Notas 12, 14.3, 18 y 21) 46, así como en el valor de las inversiones contabilizadas por
el método de la participación (con un impacto en resultados de -111 millones de euros, ver Notas 17 y 5). Estas estimaciones e
impactos ya recogen los efectos derivados del acuerdo con PDVSA indi cado anteriormente.
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 2024 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 2024 ascienden a 44
millones de barriles equivalentes de petróleo. En torno al 56% 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 es la
compañía operadora del proyecto con una participación del 37,5%, junto con Shell (37,5%), y Pan American Energy (25%).
La exposición patrimonial de Repsol en Bolivia a 31 de diciembre de 2024 asciende a 523 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 presión social y las protestas (principalmente por transportistas, comerciantes, sector sanitario) aumentan por la escasez
de dólares, la incertidumbre en la provisión de combustibles y la inflación de alimentos y medicamentos principalmente. En
medio de presiones políticas de cara a las Elecciones Presidenciales del próximo 17 de agosto de 2025, la inflación acumulada
a 31 de diciembre asciende al 10%.
La caída de las reservas internacionales del Banco Central de Bolivia como consecuencia de los precios internacionales de los
combustibles que deben ser importados (comercializados en el mercado local a precios subsidiados), y la disminución de la
producción nacional, con la consecuente caída en la venta al exterior de gas natural (principal producto de exportación), es
uno de los factores principales que ha generado escasez en la disponibilidad de divisas en el país y por lo tanto retrasos en
los pagos a proveedores. Durante el año, el regulador financiero ha establecido medidas en el sistema bancario (comisiones
de hasta un 10% y 20% aplicables a dólares americanos y otras monedas, respectivamente, a transacciones en el exterior
superiores a 1.000 dólares americanos), lo que refleja también el movimiento de divisas en el mercado paralelo.
La inestabilidad política y económica se ha mantenido durante el ejercicio, sin que las operaciones del Grupo se hayan visto
afectadas de manera significativa. Para 2025 se prevé un escenario político más agitado dado que habrá elecciones
presidenciales.
La producción neta media en Bolivia en 2024 ha alcanzado los 32,1 miles de barriles equivalentes de petróleo día (30,8 miles
de barriles equivalentes de petróleo al día durante el mismo período de 2023).

Cuentas Anuales 2024 | 83 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Argelia
Repsol tiene en Argelia dos bloques en fase de producción Reggane Nord y Bloque 405a -con las licencias MLN, EMK y
Ourhoud-.
El 22 de diciembre de 2024 el Consejo de Ministros argelino ha aprobado el contrato firmado en 2023 por el Bloque 405a,
para la extensión de las operaciones por 25 años con opción de 10 años adicionales. En enero de 2025 se ha publicado en la
Gaceta Oficial argelina (momento de su entrada en vigor).
Las reservas probadas netas estimadas a 31 de diciembre de 2024 ascienden a 13,9 millones de barriles equivalentes de
petróleo. De la cifra de reservas probadas netas, en torno al 89% 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 2024 asciende a 198 millones de euros (incluyendo
fundamentalmente el inmovilizado material a dicha fecha).
Respecto a la situación geopolítica, se han celebrado elecciones presidenciales en septiembre, resultando reelegido el anterior
presidente, lo que ha dado continuidad a la estabilidad regional. En noviembre, Argelia ha levantado todas las restricciones
comerciales para el comercio exterior que mantenía con España desde 2022, normalizando así las relaciones bilaterales entre
ambos países.
La producción neta media en Argelia en 2024 ha alcanzado los 11,1 miles de barriles equivalentes de petróleo al día
provenientes de los bloques Reggane Nord y 405a (11,0 miles de barriles equivalentes de petróleo al día en 2023).
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 2024 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 2024 ascienden a 92,2 millones de barriles equivalentes de petróleo.
La exposición patrimonial de Repsol en Libia a 31 de diciembre de 2024 asciende a 312 millones de euros (incluyendo
fundamentalmente el inmovilizado material a dicha fecha).
El país continúa fragmentado en dos administraciones: el Gobierno de Unidad Nacional (GNU) en el Oeste, reconocido por
la ONU con sede en Tripoli y el Gobierno del Este con sede en Tobruk que mantiene su alianza con el Parlamento y el Ejército
Nacional Libio, controlando la mayor parte del territorio desde Benghazi.
En 2024 la producción se ha interrumpido en dos ocasiones: la primera entre el 3 y el 21 de enero por protestas de
ciudadanos del sur del país que reclamaban resolver la escasez de combustible, y mejores condiciones para la zona y una
segunda entre el 3 de agosto y el 3 de octubre debido a una disputa entre los dos gobiernos por el control del Banco Central
de Libia, que finalizó con un acuerdo para instaurar una nueva junta directiva en el Banco Central, lo que permitió reanudar la
producción.
La producción neta media de petróleo crudo de Repsol en Libia en 2024 ha ascendido a 27,0 miles de barriles de petróleo al
día (32,9 miles de barriles de petróleo al día en 2023).
(27) 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 29.4).
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 17).

Cuentas Anuales 2024 | 84 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

A continuación, se detallan los ingresos, gastos, otras transacciones y saldos registrados a 31 de diciembre por operaciones
con partes vinculadas:

Ingresos y gastos |  | 2024 |  | 2023
| 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 |  | — |  | 13 |  | — |  | 13 |  | — |  | 62 |  | — |  | 62
Arrendamientos |  | — |  | 1 |  | — |  | 1 |  | — |  | 1 |  | — |  | 1
Recepciones de servicios |  | — |  | 66 |  | — |  | 66 |  | — |  | 71 |  | — |  | 71
Compra de bienes (2) |  | — |  | 1.106 |  | — |  | 1.106 |  | — |  | 1.307 |  | — |  | 1.307
Otros gastos (3) |  | — |  | 170 |  | — |  | 170 |  | — |  | 125 |  | — |  | 125
TOTAL GASTOS |  | — |  | 1.356 |  | — |  | 1.356 |  | — |  | 1.566 |  | — |  | 1.566
Ingresos financieros |  | — |  | 64 |  |  |  | 64 |  | — |  | 133 |  | — |  | 133
Prestación de servicios |  | — |  | 10 |  | — |  | 10 |  | — |  | 17 |  | — |  | 17
Venta de bienes (4) |  | — |  | 524 |  | — |  | 524 |  | — |  | 597 |  | — |  | 597
Otros ingresos |  | — |  | 167 |  | — |  | 167 |  | — |  | 35 |  | — |  | 35
TOTAL INGRESOS |  | — |  | 765 |  | — |  | 765 |  | — |  | 782 |  | — |  | 782

Otras transacciones |  | 2024 |  | 2023
| 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) |  | — |  | 255 |  | — |  | 255 |  | — |  | 273 |  | — |  | 273
Acuerdos de financiación: préstamos y aportaciones de capital (prestatario) |  | — |  | 34 |  | — |  | 34 |  | — |  | 372 |  | — |  | 372
Garantías y avales prestados (6) |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 718 |  | — |  | 718
Garantías y avales recibidos |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | —
Compromisos adquiridos (7) |  | — |  | 27 |  | — |  | 27 |  | — |  | 33 |  | — |  | 33
Dividendos y otros beneficios distribuidos (8) |  | 2 |  | — |  | — |  | 2 |  | 1 |  | — |  | — |  | 1
Otras operaciones (9) |  | — |  | 374 |  | — |  | 374 |  | — |  | 1.099 |  | — |  | 1.099

Saldos a cierre del periodo |  | 2024 |  | 2023
| 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 |  | — |  | 149 |  | — |  | 149 |  | — |  | 163 |  | — |  | 163
Préstamos y créditos concedidos |  | — |  | 1.037 |  | — |  | 1.037 |  | — |  | 983 |  | — |  | 983
Otros derechos de cobro |  | — |  | — |  | — |  | — |  | — |  | 116 |  | — |  | 116
TOTAL SALDOS DEUDORES |  | — |  | 1.186 |  | — |  | 1.186 |  | — |  | 1.262 |  | — |  | 1.262
Proveedores y Acreedores comerciales |  | — |  | 304 |  | — |  | 304 |  | — |  | 188 |  | — |  | 188
Préstamos y créditos recibidos (10) |  | — |  | 177 |  | — |  | 177 |  | — |  | 243 |  | — |  | 243
Otras obligaciones de pago |  | — |  | 1 |  | — |  | 1 |  | — |  | 1 |  | — |  | 1
TOTAL SALDOS ACREEDORES |  | — |  | 482 |  | — |  | 482 |  | — |  | 432 |  | — |  | 432

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 24).
(1) Incluye aquellas transacciones realizadas con Administradores y Directivos no incluidas en la Nota 29 "Retribuciones al Consejo de Administración y
Personal directivo", que 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 2024 la columna “Personas, sociedades o entidades del Grupo” incluye, fundamentalmente, compras de productos a Repsol Sinopec Brasil (RSB) y a
Iberian Lube Base Oil, S.A. (ILBOC) por importe de 726 y 164 millones de euros, respectivamente (889 y 180 millones de euros en 2023).
(3) Incluye principalmente dotaciones por riesgos de crédito de cuentas a cobrar e instrumentos financieros (ver Nota 14.3 y 26).
(4) En 2024 y 2023 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 343 y 96 millones de euros en 2024, respectivamente (366 y 103 millones de euros en 2023).
(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) En 2023, 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 23).
(8) En 2024 y 2023 incluyen los importes correspondientes al dividendo en efectivo pagado en enero y en julio de 2024 y 2023.
(9) En 2024 y 2023 “Personas, sociedades o entidades del Grupo” incluye fundamentalmente amortizaciones y/o cancelaciones de préstamos concedidos y
recibidos y en 2023 cancelaciones de garantías concedidos a RRUK.
(10) En 2024 incluye, fundamentalmente, pasivos financieros con Equion Energía, Ltd. y BPRY Caribbean Ventures, LLC.por importe de 174 y 3 millones de
euros, respectivamente (en 2023 incluía 156 y 80 millones de euros con Equion Energía, Ltd. y BPRY Caribbean Ventures, LLC., respectivamente).

Cuentas Anuales 2024 | 85 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

(28) Obligaciones con el personal
28.1 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 65 y 51 millones de euros en 2024 y 2023, 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
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
2024 y 2023 ha ascendido a 11,6 y 8 millones de euros, respectivamente.
28.2 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 2024 y 2023 ha sido un gasto de
2 millones de euros y 3 millones de euros, respectivamente, y las provisiones reconocidas en el balance de situación por
dichos planes asciende a 31 de diciembre de 2024 y 2023 a 15 y 20 millones de euros, respectivamente (ver Nota 19).
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.
28.3 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 2021-2024, 2022-2025, 2023-2026 y 2024-2027. El Programa
2020-2023 se ha cerrado y sus beneficiarios han percibido la retribución variable correspondiente en 2024.
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 de este.
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 los beneficiarios del Programa, dicha
proporción es de un 70% en metálico y de un 30% en performance shares.
47 A efectos de este informe y, para el cálculo de la liquidación del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2021-2024, se ha tomado como precio más razonable
el de cierre de la acción a 31 de diciembre de 2024, si bien la liquidación real se realizará con el precio de cierre de 19 de febrero de 2025.

Cuentas Anuales 2024 | 86 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

A este respecto, el importe del Incentivo a Largo Plazo 2021-2024 que percibirán los miembros del Comité Ejecutivo
ascenderá a 1.315.365 euros en metálico y 145.492 acciones de la Sociedad, equivalentes a 1.700.803 euros (78.849 acciones
una vez descontado el ingreso a cuenta del IRPF). 47
Para asumir estos compromisos se han reconocido gastos por importe de 17 millones de euros en 2024 y en 2023, siendo la
obligación pendiente de desembolso acumulada a 31 de diciembre de 48 millones de euros en 2024 y en 2023.
28.4 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 (ILP)”
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 el Duodécimo Ciclo 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
Duodécimo ciclo (2022-2025) (1) |  | 214 |  | 134.064 |  | 15,1098 |  | 44.652
Decimotercer ciclo (2023-2026) (2) |  | 229 |  | 170.359 |  | 13,0146 |  | 56.716
Decimocuarto ciclo (2024-2027) (3) |  | 500 |  | 258.377 |  | 14,6559 |  | 85.957

(1) Incluye 13.184 acciones entregadas al Consejero Delegado como pago parcial del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2018-2021.
(2) Incluye 10.845 acciones entregadas al Consejero Delegado como pago parcial del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2019-2022.
(3) Incluye 19.820 acciones entregadas al Consejero Delegado como pago parcial del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2020-2023. 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.
Un total de 500 empleados y directivos, incluyendo el Consejero Delegado y el resto de miembros del Comité Ejecutivo, se
han acogido al decimocuarto ciclo del "Plan de Compra de Acciones por los Beneficiarios de los Programas de Incentivo a
Largo Plazo (ILP) 2024-2027". Este año como novedad, todos los beneficiarios han podido destinar al Plan, las acciones
percibidas como liquidación del Programa de Incentivo a Largo Plazo 2020-2023. De esta forma, los participantes han
destinado 152.294 acciones percibidas, con fecha 21 de febrero de 2024, como pago del ILP 2020-2023 a un precio medio de
13,68 euros por acción y han adquirido, con fecha 16 de mayo de 2024, 106.083 acciones a un precio medio de 14,66 euros
por acción. En consecuencia, el número total de acciones destinadas por los participantes al Plan 2024-2027 es de 258.377 y el
compromiso máximo de entrega de acciones correspondiente al decimocuarto ciclo por parte del Grupo con aquellos
empleados que, transcurridos los tres años correspondientes al periodo de consolidación, hayan cumplido los requisitos del
Plan, asciende a 85.957 acciones. El Consejero Delegado participa en el Plan con un total de 35.987 acciones, de las que
19.820 le fueron entregadas como pago parcial del ILP 2020-2023 y los restantes miembros del Comité Ejecutivo con un total
de 29.023 acciones, de las que 21.739 les fueron entregadas como pago parcial de Programa ILP 2020-2023.
En atención a este Plan, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, 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.
Asimismo, con fecha 31 de mayo de 2024, se ha cumplido el periodo de consolidación del undécimo ciclo del Plan. Como
consecuencia de ello, 161 beneficiarios de este ciclo consolidaron derechos a la entrega de un total de 54.621 acciones
(recibiendo un total de 40.557 acciones una vez descontado el ingreso a cuenta del IRPF a realizar por la Sociedad). A este

Cuentas Anuales 2024 | 87 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

respecto, los miembros del Comité Ejecutivo, así como el resto de Consejeros Ejecutivos, consolidaron derechos a la entrega
de 23.947 acciones (una vez descontado el ingreso a cuenta a realizar por la Sociedad, recibieron un total de 16.368 acciones).
ii.) “Planes de Adquisición de Acciones”
Durante el 2024, el Grupo ha entregado a los empleados 1.243.878 acciones propias por importe de 16,4 millones de euros.
Los miembros del Comité Ejecutivo, conforme a los términos previstos en el Plan, han adquirido un total de 2.802 acciones.
Las acciones por entregar en estos planes i) y ii) pueden provenir de la autocartera directa o indirecta de Repsol, ser de nueva
emisión o proceder de terceros con los que se hayan suscrito acuerdos para asegurar la atención de los compromisos
asumidos.
(29) Retribuciones a los miembros del Consejo de Administración y personal directivo
29.1 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 2024 por su pertenencia al Consejo de Administración y con cargo a la
mencionada asignación estatutaria han ascendido a 5,731 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) | 1.250.000 | — | — | — | — | — | — | 1.250.000
Josu Jon Imaz San Miguel | 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 | 176.594 | — | — | 88.297 | — | — | — | 264.891

Nota: De acuerdo con el sistema aprobado por el Consejo de Administración a propuesta de la Comisión de Retribuciones, el importe a percibir en 2024 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 de 1.250 miles de
euros bruto s anuales. Adicionalmente, la re muneración en especie y los ingresos a cuenta/retenciones ligadas a las retribuciones en especie han ascendido
a un total de 0,356 millones de euros.
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.

Cuentas Anuales 2024 | 88 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

– 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 2024, 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 San Miguel
Remuneración monetaria fija | 1,320
Remuneración variable y en especie (1) | 2,388

(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 undécimo ciclo del Plan de Compra de acciones por los beneficiarios de los Programas de Incentivo a
Largo Plazo, según se detalla en el apartado 28.4.
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 2024 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 con el 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 2024 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 San Miguel | 0,279

e)"Plan de Compra de acciones" por los Beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo
El 31 de mayo de 2024 se cumplió el periodo de consolidación del undécimo ciclo del Plan de compra de acciones por los
beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo (ver Nota 28.4). Como consecuencia de ello, D. Josu Jon Imaz
consolidó derechos a la entrega de un total de 17.036 acciones brutas, valoradas a un precio de 14,32 euros por acción.
29.2 Indemnizaciones a los miembros del Consejo de Administración
Durante el ejercicio 2024, ningún Consejero ha percibido indemnización alguna de Repsol.
29.3 Otras operaciones con los administradores
Durante el ejercicio 2024, 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.

Cuentas Anuales 2024 | 89 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

El Consejero Delegado se encuentra adherido a los ciclos 2022-2025, 2023-2026 y 2024-2027 del Plan de Compra de Acciones
por los Beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo, descrito en la Nota 28.4.
Durante el ejercicio 2024 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.
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.
29.4 Retribuciones del personal directivo
a) Alcance
Repsol considera “personal directivo” a los miembros del Comité Ejecutivo. Durante 2024, un total de 9 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 2024 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 2024, la retribución devengada responde al siguiente detalle:

| Millones de euros
Sueldo | 4,459
Dietas | 0,04
Remuneración Variable (1) | 4,344
Remuneraciones en Especie (2) | 0,818
Plan de previsión de directivos | 0,987

(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 6.911 acciones brutas adicionales correspondientes al undécimo ciclo del Plan de compra de
acciones por los beneficiarios de los Programas de Incentivo a Largo Plazo, con un valor de 14,32 euros por acción, equivalente a 98.955 euros brutos.
Asimismo, incluye las aportaciones realizadas a los planes de pensiones mantenidos con el personal directivo (ver Nota 28), junto con las primas
satisfechas por seguros de vida e invalidez, que han ascendido a 0,115 millones de euros.
c) Anticipos y créditos concedidos
A 31 de diciembre de 2024, Repsol, S.A. tiene concedidos créditos a los miembros de su personal directivo por importe de
0,049 millones de euros, habiendo devengado un tipo de interés medio de 2,28% durante el presente ejercicio.
29.5 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.
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 2024, ningún miembro del personal directivo de la Compañía ha percibido indemnización alguna por extinción del
contrato y pacto de no concurrencia.

Cuentas Anuales 2024 | 90 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

29.6 Otras operaciones con el personal directivo
Durante el ejercicio 2024, 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 2022-2025, 2023-2026 y 2024-2027
del Plan de Compra de Acciones p or los Beneficiarios d e los Programas de Incentivo a Largo Plazo, descrito en la Nota 28.4.
29.7 Seguro de responsabilidad civil
Durante el ejercicio 2024, 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 29.4 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 3,3 millones de
euros. La póliza también cubre a las distintas sociedades del Grupo bajo ciertas circunstancias y condiciones.
(30) Remuneración a los auditores
A continuación, se presentan 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):

Honorarios de auditoría (auditor principal) | Millones de euros
| 2024 | 2023
Servicios de auditoría | 9,5 | 7,6
Otros servicios: | 2,4 | 1,8
Relacionados con la auditoría | 2,4 | 1,8
Fiscales | — | —
Otros | — | —
Total (1) | 11,9 | 9,4

(1) Los honorarios aprobados en 2024 de PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L (excluyendo las sociedades de su red) por Servicios de auditoría y otros
servicios distintos ascienden a (6,3) millones de euros y a (1,9) 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: revisión del Sistema del
Control Interno de Información Financiera, 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 el informe de verificación limitada sobre el Estado de Información no financiera
Consolidado e Información sobre Sostenibilidad del Informe de Gestión consolidado 2024. No se han prestado servicios
fiscales ni otro tipo de servicios distintos de los relacionados con la auditoría.
(31) Hechos posteriores
En 2025 y antes de la publicación del presente informe destaca el siguiente acontecimiento:
– El 30 de enero de 2025, Repsol International Finance B.V. ha comunicado a los bonistas de los bonos subordinados
emitidos en marzo de 2015 (ver Nota 11.2), su decisión de amortizar el próximo 25 de marzo el saldo remanente de
la emisión (726 millones de euros de importe nominal), lo que supondrá un desembolso estimado de 759 millones
de euros (incluye nominal e intereses devengados y no pagados hasta dicha fecha).
– El 5 de febrero de 2025 Repsol, S.A. ha recibido un requerimiento de información de la Dirección General de
Consumo (Ministerio de Derechos Sociales, Consumo y Agenda 2030) en relación con una denuncia presentada por
la Federación de Consumidores y Usuarios, la Confederación de Ecologistas en Acción y Greenpeace España sobre
los mensajes publicitarios referidos a biocombustibles. Repsol, S.A. atenderá el requerimiento en el plazo
establecido, aportando la información y documentación solicitada y, con ello, acreditando la falta de fundamento de
la denuncia.

Cuentas Anuales 2024 | 91 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Anexo I: Estructura societaria del Grupo
Anexo IA: Principales sociedades que configuran el Grupo

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
EXPLORACION Y PRODUCCION |  |  |  |  |  |
Akakus Oil Operations, B.V. | Repsol Exploración Murzuq, S.A. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E. | 36,75 | 49,00
Aves OS LLC (4) | Repsol Earth Solutions USA, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 33,75 | 45,00
Aves WC LLC (4) | Repsol Earth Solutions USA, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 33,75 | 45,00
BP Trinidad & Tobago, Llc. | BPRY Caribbean Ventures, Llc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 22,50 | 100,00
BPRY Caribbean Ventures, Llc. | Repsol Exploración, S.A. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 22,50 | 30,00
Cardón IV, S.A. | Repsol Exploración, S.A. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 37,50 | 50,00
Colombia Pipelines, Ltd. | Equion Energía, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 49,00 | 100,00
Edwards Gas Services, Llc. | Repsol Oil & Gas USA, LLC | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Equion Energía, Ltd. | Repsol, S.A. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 49,00 | 49,00
FEHI Holding, S.a.r.l. | Repsol Exploración, S.A.U. | Luxemburgo | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Fortuna International (Barbados), Inc. (9) | Repsol E&P S.a.r.l. | Barbados | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Fortuna Resources (Sunda), Ltd. (8) | Talisman UK (South East Sumatra), Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
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
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
Pacific Compass, LLC | 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
Petrocarabobo, S.A. | Repsol Exploración, S.A. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 8,25 | 11,00
Petroquiriqué, S.A. - Empresa Mixta | Repsol Exploración, S.A. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos. | P.E.(N.C.) | 30,00 | 40,00
Pikka Transportation Company, LLC (4) | Repsol Alaska PTC, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 36,75 | 49,00
Quiriquiré Gas, S.A. | Repsol Venezuela, S.A. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos. | P.E.(N.C.) | 45,00 | 60,00
Repsol Alaska PTC, LLC (4) | Repsol Holdings Upstream USA Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Alpha Limited | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Andaman B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Angostura, Ltd. (5) | Repsol Exploración, S.A.U. | Trinidad y Tobago | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Beta Limited. | 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. | Bolivia | Prestación de servicios | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Colombia Oil & Gas Limited | Repsol Exploración, S.A.U. | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Corridor, S.A.U. | Fortuna International (Barbados), Inc. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Delta Limited | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | 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
Repsol E&P S.a.r.l. | Repsol Upstream B.V. | Luxemburgo | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 75,00
Repsol E&P USA, Llc. | Repsol Holdings Upstream USA, Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Eagle Ford North LLC. | Repsol Oil & Gas USA, LLC. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 92 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Repsol Earth Solutions Holding, S.L. (Unipersonal) (4) | Repsol E&P S.a.r.l. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Earth Solutions USA, LLC | Repsol Holdings Upstream USA Inc. | Estados Unidos | Paricipación en proyectos de Geological Low Carbon Solutions | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Exploração Brasil, Ltda. | Repsol, S.A. | Brasil | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Exploración 405A, S.A.U. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Exploración Argelia, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Exploración Colombia, S.A. | Repsol RGI, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Exploración Guinea, S.A.U. | Repsol RGI, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Exploración Guyana, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
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
Repsol Exploración Murzuq, S.A.U. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Exploración Perú, S.A.U. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
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. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Exploración Tanfit, S.L.U. | Repsol RGI, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Exploración Tobago, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Exploración West Papúa IV, S.L. | Repsol Exploración, S.A.U. | 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
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
Repsol E&P Holdings S.à r.l. (4) | Repsol E&P S.a.r.l. | Luxemburgo | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol E&P Capital Markets US LLC (4) | Repsol Holdings Upstream USA Inc. | Estados Unidos | Financiera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Finance Brasil B.V. | Repsol Finance Brasil, S.A.R.L | Países Bajos | Financiera y tenencia de participaciones | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol RGI, S.L.U. (18) | Repsol, S.A. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Investigaciones Petrolíferas, S.A.U. | Repsol Exploración, S.A.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol LNS Limited | 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
Repsol North Sea Limited | 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
Repsol OCS LLC (4) | Repsol Holdings Upstream USA Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Offshore E&P USA, Inc. | Repsol Holdings Upstream USA, Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Oil & Gas Australasia Pty, Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. | Australia | Sociedad de servicios compartidos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Oil & Gas Australia (JPDA 06-105) Pty Ltd. | Paladin Resources, Ltd. | Australia | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Oil & Gas Gulf of Mexico, LLC | Repsol Holdings Upstream USA, Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Holdings Upstream USA Inc. (11) | FEHI Holding, S.a.r.l. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 93 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Repsol Oil & Gas RTS Sdn, Bhd. | Repsol RGI, S.L.U. | Malasia | Sociedad de servicios compartidos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Oil & Gas USA, LLC. | Repsol Holdings Upstream USA, Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Oil &Gas Vietnam 07/03 Pty Ltd. | Repsol RGI, S.L.U. | Australia | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Oil Trading Limited | Repsol North Sea Limited | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Oriente Medio, S.A. | Repsol RGI, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Pension and Life Scheme Limited | 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 (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Sakakemang, B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Salamanca Midstream, LLC | Repsol Oil & Gas Gulf of México, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Services Company | Repsol Holdings Upstream USA, Inc. | Estados Unidos | Prestación de servicios | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Servicios Caribe S.A.S. (4) | Repsol E&P S.a.r.l. | Colombia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Servicios Colombia, S.A. | Repsol RGI, S.L.U. | España | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Shale Oil & Gas LLC | Repsol Holdings Upstream USA, Inc. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 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
Repsol Sinopec Brasil, B.V. | Repsol E&P S.a.r.l. | Países Bajos | Sociedad de cartera | P.E.(N.C.) | 45,00 | 60,00
Repsol Resources UK, Ltd. | Talisman Colombia Holdco, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Transgasindo S.à r.l. | Fortuna International (Barbados), Inc. | Luxemburgo | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Transportation (UT) Limited | Repsol North Sea Limited | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Trustees (U.K.) Limited. | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Upstream B.V. | Repsol, S.A. | Países Bajos | Sociedad de Cartera | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol U.K., Ltd. (5) | Repsol Exploración, S.A.U. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Venezuela, S.A. | Repsol Exploración, S.A.U. | Venezuela | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Zeta Limited | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Rigel Petroleum (NI), Ltd. | Rigel Petroleum UK, Ltd. | Reino Unido | 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. | 1,87 | 2,50
Salamanca Infrastructure Finance, LLC | Salamanca Infrastructure, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E. | 1,87 | 100,00
Salamanca FPS Infra, LLC | Salamanca Infrastructure, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E. | 1,87 | 100,00
Salamanca OGL Infra, LLC | Salamanca Infrastructure, LLC | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E. | 1,87 | 100,00
Santiago Oil, Co. (30) | Equion Energía, Ltd. | Estados Unidos | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 1,87 | 2,50
Sierracol Energy Arauca, LLC | Repsol E&P S.a.r.l. | Colombia | Sociedad de cartera | P.E.(N.C.) | 18,75 | 25,00
Talisman (Asia), Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman (Block K 39), B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman Energy DL, Ltd. | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman Energy NS, Ltd. | Repsol Resources UK, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman (Jambi Merang), Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 94 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Talisman (Sageri), Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman (Vietnam 133 & 134), Ltd. | Repsol RGI, S.L.U. | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Talisman Colombia Holdco, Ltd. | Repsol Exploración, S.A.U. | Reino Unido | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman East Jabung, B.V. | Repsol Exploración, S.A.U. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman Perpetual (Norway), Ltd. | FEHI Holding, S.a.r.l. | Reino Unido | Sociedad de cartera (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman Resources (Bahamas), Ltd. (7) | Paladin Resources, Ltd. | Bahamas | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman Resources (North West Java), Ltd. | Talisman UK (South East Sumatra), Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
Talisman UK (South East Sumatra), Ltd. | Paladin Resources, Ltd. | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 75,00 | 100,00
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
Transworld Petroleum (U.K.) Ltd. | Repsol North Sea Limited | Reino Unido | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 75,00 | 100,00
Vung May 156 - 159 Vietnam, B.V. | Repsol RGI, S.L.U. | Países Bajos | Exploración y producción de hidrocarburos (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
YPFB Andina, S.A. | Repsol Bolivia, S.A. | Bolivia | Exploración y producción de hidrocarburos | P.E.(N.C.) | 36,25 | 48,33
YPFB Transierra, S.A. | YPFB Andina, S.A. | Bolivia | Transporte de hidrocaburos por gasoducto y oleoducto | P.E. | 16,13 | 44,50
INDUSTRIAL |  |  |  |  |  |
8787352 Canada, Ltd. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00
Acteco Productos y Servicios, S.L. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. (21) | España | Gestión de residuos y reciclado mecánico de plásticos | P.E.(N.C.) | 27,00 | 27,00
Alba Emission Free Energy, S.A. | Petróleos del Norte, S.A. | España | Actividades de descarbonización | I.G. | 85,98 | 100,00
Asfaltos Españoles, S.A. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Producción de asfaltos | I.P. (3) | 49,99 | 50,00
Basque Hydrogen, S.L | Alba Emission Free Energy, S.A. | España | Actividades de descarbonización | P.E.(N.C.) | 43,85 | 51,00
Bay of Biscay Hydrogen, S.L. | Alba Emission Free Energy, S.A. | España | Actividades de descarbonización | I.G. | 85,98 | 100,00
Bioenergía Els Vent, S.L.U. (4) | The Green Vector Renovables, S.L. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 100,00
Bioenergía Gas Renovable II, S.L.U. (4) | Genia Bioenergy, S.L | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 100,00
Bioenergía Gas Renovable IV, S.L.U. (4) | The Green Vector Renovables, S.L. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 100,00
Bioenergía Gas Renovable V, S.L.U. (4) | The Green Vector Renovables, S.L. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 100,00
Bioenergía Gas Renovable VII, S.L.U. (4) | The Green Vector Renovables, S.L. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 100,00
Bioenergia GBP I, LDA (4) | Genia Bioenergy Portugal, LDA | Portugal | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,49 | 100,00
Bioenergia GBP II, LDA (4) | Genia Bioenergy Portugal, LDA | Portugal | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,49 | 100,00
Bioenergia GBP III, LDA (4) | Genia Bioenergy Portugal, LDA | Portugal | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,49 | 100,00
Bioenergia GBP IV, LDA (4) | Genia Bioenergy Portugal, LDA | Portugal | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,49 | 100,00
Biscay Eco Aggregates, S.L. | Alba Emission Free Energy, S.A. | España | Planta de fijación de CO2 para la valorización material de residuos en eco-áridos (mineralización) | I.G. | 64,48 | 75,00

Cuentas Anuales 2024 | 95 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Biscay Pyrolytic Ecomaterials, S.L. (13) | 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.U. | 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. | General Química, S.A.U. | España | Producción de energía eléctrica y vapor | P.E. | 19,50 | 39,00
Compañía Auxiliar de Remolcadores y Buques Especiales, S.A. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Prestación de servicios marítimos | I.G. | 99,24 | 100,00
Dynasol China, S.A. de C.V. | Dynasol Gestión México, S.A.P.I. de C.V. | México | Prestación de servicios | P.E.(N.C.) | 50,00 | 100,00
Dynasol Elastómeros, S.A. de C.V. | 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
Dynasol Elastómeros, S.A.U. | Dynasol Gestión, S.L. | España | Producción y comercialización de productos químicos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 100,00
Dynasol Gestión México, S.A.P.I. de C.V. | Repsol Química, S.A. | México | Sociedad de cartera y servicios compartidos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 50,00
Dynasol Gestión, S.L. | Repsol Química, S.A. | España | Sociedad de cartera y servicios compartidos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 50,00
Dynasol, Llc. | Dynasol Gestión, S.L. | Estados Unidos | Comercialización de productos petroquímicos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 100,00
Ecoplanta Molecular Recycling Solutions, SL | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Promoción, diseño, construcción y explotación de instalaciones de reciclaje molecular. | I.G. | 100,00 | 100,00
Enerkem Inc. | Repsol Química, S.A. | Canadá | Producción de syngas renovable (metanol) a partir de residuos urbanos | P.E. | 49,81 | 49,81
Enerkem Spain Holding, S.L.U. | Enerkem Inc. | España | Producción de syngas renovable (metanol) a partir de residuos urbanos | P.E. | 49,81 | 100,00
General Química, S.A.U. | Dynasol Gestión, S.L. | España | Fabricación y venta de productos petroquímicos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 100,00
Genia Bioenergy Investments, S.L.U (4) | Genia Bioenergy, S.L | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 100,00
Genia Bioenergy Portugal, LDA (4) | Genia Bioenergy, S.L | Portugal | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,49 | 99,00
Genia Bioenergy, S.L (4) | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 25,75
Grupo Repsol del Perú, S.A.C. | Repsol Perú, B.V. | Perú | Sociedad de servicios compartidos | I.G. | 100,00 | 100,00
IB Trading LDA | Ibero Waste Trading, S.L. | Portugal | Gestión de residuos | P.E.(N.C.) | 55,00 | 100,00
Iberian Lube Base Oils Company, S.A. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Desarrollo y producción de bases lubricantes | I.P. (3) | 29,99 | 30,00
Ibero Waste Trading S.L. | 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. | Dynasol Gestión México, S.A.P.I. de C.V. | México | Fabricación de hules sintéticos | P.E.(N.C.) | 50,00 | 99,99
Insa Gpro (Nanjing), Synthetic Rubber Co. Ltd. | Dynasol China, S.A. de C.V. | China | Fabricación, busca y desarrollo, venta de caucho sintético | P.E. | 25,00 | 50,00
Liaoning North Dynasol Synthetic Rubber Co. Ltd. | Dynasol Gestión, S.L. | China | Fabricación, busca y desarrollo, venta de caucho sintético | P.E. | 25,00 | 50,00
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
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
Refinería La Pampilla, S.A.A. | Repsol Perú, B.V. | Perú | Refino y comercialización de hidrocarburos. | I.G. | 99,20 | 99,20
Relkia Distribuidora de Electricidad, S.L | Repsol Petróleo, S.A. | España | Distribución de energía eléctrica | I.G. | 99,97 | 100,00
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. (3) | 37,71 | 38,00

Cuentas Anuales 2024 | 96 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Remolcadores Puerto A Coruña, A.I.E. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Actividades anexas al transporte marítimo y por vías navegables interiores | I.P. (3) | 59,98 | 60,00
Repsol Canadá, Ltd. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Canadá | Regasificación de GNL | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Chemie Deutschland, GmbH | Repsol Química, S.A. | Alemania | Comercialización de productos químicos | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Comercial, S.A.C. | Refinería La Pampilla, S.A.A. | Perú | Comercialización de combustibles | I.G. | 99,20 | 100,00
Repsol Energy North América Canada Partnership | Saint John LNG Limited Partnership (29) | Canadá | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Energy North América Corporation | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Estados Unidos | Comercialización de GNL | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Energy Perú, S.A.C. | Repsol Comercial, S.A.C. | Perú | Venta de combustibles sólidos, líquidos y gaseosos | I.G. | 99,20 | 100,00
Repsol Industrial Services North America, LLC (4) | Repsol Energy North América Corporation | Estados Unidos | Prestación de servicios | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Repsol, S.A. | España | Sociedad de Cartera | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol LNG Holding, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Comercialización de hidrocarburos | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Marketing, S.A.C. | Repsol Customer Centric, S.L. | Perú | Comercialización de combustibles y especialidades | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Perú, B.V. | Repsol, S.A. | Países Bajos | Sociedad de cartera | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Petróleo, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Importación de productos y explotación de refinerías | I.G. | 99,97 | 99,97
Repsol Polímeros, Unipessoal, Lda. | Repsol Química, S.A. | Portugal | Fabricación y venta de productos petroquímicos | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Química, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Fabricación y venta de productos petroquímicos | I.G. | 100,00 | 100,00
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
Repsol Saint John LNG, S.L | Repsol LNG Holding, S.A. | España | Realización de estudios del sector (10) | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Trading Perú, S.A.C. | Repsol Trading, S.A. | Perú | Abastecimiento, comercialización, trading y transporte | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Trading Singapore Pte, Ltd. | Repsol Trading, S.A. | Singapur | Abastecimiento, comercialización, trading y transporte | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Trading USA LLC. | Repsol Energy North América Corporation | Estados Unidos | Abastecimiento, comercialización, trading y transporte | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Trading, S.A. | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | España | Abastecimiento, comercialización, trading y transporte | I.G. | 100,00 | 100,00
Rice to Energy, S.L. (4) | Genia Bioenergy Investments, S.L.U | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 8,50 | 33,00
Saint John LNG Development Company Ltd. (9) | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Canadá | Proyecto de inversión planta de licuefacción en Canadá | I.G. | 100,00 | 100,00
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
Servicios de Seguridad Mancomunados, S.A. | Repsol Petróleo, S.A. | España | Seguridad | I.G. | 99,95 | 100,00
SPV BGR Edison, S.L.U. (4) | Genia Bioenergy, S.L | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 100,00
SPV BGR I, S.L.U. (4) | Bioenergía Gas Renovable II, S.L.U. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 100,00
SPV BGR II, S.L.U. (4) | Bioenergía Gas Renovable II, S.L.U. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 100,00
SPV BGR III, S.L.U. (4) | Bioenergía Gas Renovable II, S.L.U. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 100,00
SPV BIO Salas, S.L.U. (4) | Genia Bioenergy, S.L | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 100,00
SPV BIO Salerno, S.L.U. (4) | Genia Bioenergy, S.L | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 25,75 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 97 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Synkedia Biscay, AIE | 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
Tarragona Hydrogen Network, S.L.U. | 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
TGV Gas Renovable Azumara, S.L.U. (4) | The Green Vector Renovables, S.L. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 100,00
TGV Gas Renovable Duero, S.L.U. (4) | The Green Vector Renovables, S.L. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 100,00
TGV Gas Renovable Jucar, S.L.U. (4) | The Green Vector Renovables, S.L. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 100,00
TGV Gas Renovable Segura, S.L.U. (4) | The Green Vector Renovables, S.L. | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 100,00
The Green Vector Renovables, S.L. (4) | Genia Bioenergy, S.L | España | Mantenimiento y explotación de centrales de generación de gases renovables | P.E.(N.C.) | 12,87 | 50,00
Tucan LNG S.a.r.l. | 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. | 29,28 | 30,00
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
Bardahl de México, S.A. de C.V. | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | México | Producción y distribución de lubricantes | P.E.(N.C.) | 47,92 | 49,00
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
Becsol, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Andorra | Distribución de productos petrolíferos | P.E. | 32,45 | 33,25
CI Repsol Downstream Colombia, S.A.S. | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | Colombia | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,79 | 100,00
Cide HCEnergía, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de energía eléctrica, gas natural u otros productos y servicios energéticos | P.E.(N.C.) | 48,90 | 50,01
Combustibles Coria, S.L.U. (4) | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Explotación de estaciones de servicio | I.G. | 97,60 | 100,00
Comercializador de Referencia Energético, S.L.U. | Cide HCenergía, S.A. | España | Comercialización de energía eléctrica | P.E.(N.C.) | 48,90 | 100,00
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
Distribuidora Andalucía Oriental, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Comercialización de carburantes | P.E.(N.C.) | 48,80 | 50,00
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 | I.G. | 97,79 | 100,00
Endomexicana Renta y Servicios, S.A. de C.V. | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | México | Producción y distribución de lubricantes | P.E.(N.C.) | 39,12 | 40,00
Energía Distribuida del Norte, S.A.U. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Construcción y explotación de una refinería de petróleo | I.G. | 97,79 | 100,00
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
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
Evsare, Tecnologías De Recarga, S.L. (4) | Repsol Customer Centric, S.L. (22) | España | Puntos de recarga de vehículos eléctricos | I.G. | 97,79 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 98 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Gaolania Servicios, S.L. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de energía eléctrica, gas natural u otros productos y servicios energéticos | I.G. | 88,01 | 90,00
Gestao e Administraçao de Postos de Abastecimiento Unipessoal, Lda. | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,79 | 100,00
Gestión de Puntos de Venta, Gespevesa, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Gestión de Estaciones de Servicio | I.G. | 97,60 | 100,00
Ibil, Gestor de Carga de Vehículo Eléctrico, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Puntos de recarga de vehículos eléctricos | P.E.(N.C.) | 48,89 | 50,00
Instalaciones Smart Spain, S.L. (4) | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Instalación de soluciones de autoconsumo energético y/o puntos de recarga eléctrica | P.E.(N.C.) | 42,77 | 43,74
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
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. | 48,81 | 49,92
MUVEXT, S.A | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Operador de movilidad eléctrica | P.E. | 71,22 | 72,83
OC Electricidad y Gas SL (4) | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de contratos de luz, gas y otros productos energéticos | P.E.(N.C.) | 45,25 | 46,27
PT Pacific Lubritama Indonesia | United Oil Company Pte Ltd | Indonesia | Producción y distribución de lubricantes | P.E.(N.C.) | 37,16 | 95,00
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
Repsol Butano, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de GLP | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,60 | 99,79
Repsol Comercializadora de Electricidad y Gas, S.L.U. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Comercialización de energía eléctrica, gas natural u otros productos y servicios energéticos | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Customer Centric, S.L. | Repsol, S.A. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Directo, Lda. | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Directo, S.A. | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | España | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,60 | 100,00
Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | Repsol Customer Centric, S.L. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Downstream México, S.A. de C.V | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | México | Producción y distribución de lubricantes | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Gas Portugal, Unipessoal, Lda. | Repsol Butano, S.A. | Portugal | Comercialización de GLP | I.G. | 97,79 | 100,00
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
Repsol Lubrificantes e Especialidades Brasil Participaçoes, Ltda. | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | Brasil | Producción y comercialización de lubricantes | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Marketing France, S.A.S.U. | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | Francia | Comercialización de productos petrolíferos. | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Portuguesa, Lda. | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | Portugal | Distribución y comercialización de productos petrolíferos | I.G. | 97,79 | 100,00
Repsol Services México, S.A. de C.V. | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | México | Exploración y producción de hidrocarburos | I.G. | 97,79 | 100,00
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
Sociedade Abastecedora de Aeronaves, Ltda. | Repsol Portuguesa, Lda | Portugal | Comercialización productos petrolíferos | P.E. | 24,45 | 25,00
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

Cuentas Anuales 2024 | 99 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
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
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
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
United Oil Company Pte Ltd | Repsol Downstream Internacional, S.A.U. | Singapur | Producción y distribución de lubricantes | P.E.(N.C.) | 39,12 | 40,00
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
GENERACIÓN BAJA EN CARBONO |  |  |  |  |  |
Agua Amarga Wind LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | 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
Alectoris Energía Sostenible 3, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00
Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Araste SPV 2021, S.L.U. | 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. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Arco Energía 2, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Arco Energía 3, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Arco Energía 4, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Arco Energía 5, S.L.U. | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Arcos 400 Renovables, A.I.E. | Arco Energía 1, S.L.U. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 18,77 | 49,06
Baschenis S.r.l. | PI Italy 2 S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Basque Transmission I LLC (4) | Basque Wind Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Basque Wind Holdings LLC (4) | ConnectGen Operating LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Be.Na S.r.l | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 45,00 | 60,00
Bighorn Renewables LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Boalar Energías, S.L.U | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
BPC Energy S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Capital Region Energy Storage LLC (4) | CG NYISO LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco, S.L.U. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 1, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 2, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 3, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 4, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 5, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 100 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Cefiro Holdco 6, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 7, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 8, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 9, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 10, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 11, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cefiro Holdco 12, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Apache County Solar LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Apache County Solar II LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Apache County Wind LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Cochise County LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Grimes County LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Fountain Wind Holdings LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Fountain Wind LLC (4) | CG Fountain Wind Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Fulton County LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Henry County LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Hurricane Wash LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Leon County LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Leon County II LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Northwestern Solar I LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Northwestern Solar II LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Northwestern Wind I LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Northwestern Wind II LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG NYISO LLC (4) | ConnectGen Transmission LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Prairie Creek LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Pike Creek LLC (4) | Pike Creek Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG SB Group Holdings LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Six Mile Solar I LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Six Mile Solar II LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Three Points LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables II LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables III LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 101 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
CG Western Renewables IV LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables V LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables VI LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables VII LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables VIII LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables IX LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Western Renewables X LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Yakima Solar I LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CG Yakima Solar II LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Clean Venture Acqusition LLC (4) | ConnectGen Operating LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Clemer S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Cayuga County LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Chautauqua County LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Cross Road LLC (4) | IES ConnectGen Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Development LLC (4) | ConnectGen LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen East LLC (4) | ConnectGen Operating LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen East Storage LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Erie-Wyoming LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen LLC (4) | Repsol US Renewables, LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Management Holdings LLC (4) | ConnectGen LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Montgomery County LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen New York LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Operating LLC (4) | ConnectGen LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Services LLC (4) | ConnectGen LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen South Wrentham LLC (4) | IES ConnectGen Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Transmission LLC (4) | ConnectGen LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cedar Crossing Wind LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen West LLC (4) | ConnectGen Operating LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Laramie County LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Phoenix Valley LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen Albany County LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ConnectGen NY Solar LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cyrasol Energia I S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 102 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Cyrasol Energia III S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Cyrasol Energia IV S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Damien S.r.l. | 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. | 38,24 | 50,99
Desarrollo Eólico Las Majas VIII, S.L.U | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Desarrollo Eólico Las Majas XIV, S.L.U | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Desarrollo Eólico Las Majas XV, S.L.U | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Desarrollo Eólico Las Majas XXVII, S.L.U | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | 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 | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Energía Eólica Foque, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Energía Eólica La Mayor, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Energía Eólica Timón, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Energía Electrones, S.L.U. | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Energía Célula, S.L.U. | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
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. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
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. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Energías Renovables de Polux, S.L.U, | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Eólica de Taltal, SpA | Repsol Chile, SpA | Chile | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Eólica Montesinos, S.L.U. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ERNC LOA, SpA | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | P.E.(N.C.) | 37,50 | 100,00
Evita Transmission LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Four Creeks LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Four Winds Investco, S.L.U. | 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
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa VI, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XI, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XII, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XIII, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XIV, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 103 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XVIII, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Fuerzas Energéticas del Sur de Europa XX, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Gemini Wind S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Generación Eólica El Vedado, S.L. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 51,00
Generación y Suministro de Energía, S.L. | Repsol Wind and Solar Spain, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica y sociedad de cartera | I.G. | 38,25 | 51,00
Georges S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Gimsan SPV 2021, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Giovanni S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Gruppo Visconti Turi S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Gulf Coast Offshore Wind LLC. | Repsol US Renewables, LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Gustave S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Hecate Energy Frye Solar LLC | Take Wing Renewables, LLC (24) | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
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
Hecate Energy Longhorn Solar LLC | Repsol Renewables Development Company LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Hecate Energy Outpost Solar LLC | Repsol Renewables Development Company LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Heritage Praire Solar LLC (4) | Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | P.E.(N.C.) | 37,50 | 100,00
Hispánica de Desarrollos Energéticos Sostenibles, S.L.U | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Iberen Renovables, S.A.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
IES ConnectGen Holdings LLC (4) | Interconnect Energy Storage LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Infraestructuras Compartidas Nudo Montetorrero, A.I.E. | Soluciones Tecnológicas de Energías Verdes, S.L.U | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Illinois Generation LLC (4) | Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | P.E.(N.C.) | 37,50 | 100,00
Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC (4) | Clean Venture Acquisition LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | P.E.(N.C.) | 37,50 | 50,00
Illinois Wind Transmission LLC (4) | Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | P.E.(N.C.) | 37,50 | 100,00
Instalaciones Comunes Cerrato, A.I.E. (4) | Iberen Renovables, S.A.U. | España | Producción de energía eléctrica | P.E. | 39,75 | 53,00
Interconnect Energy Storage LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 1, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 2, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 3, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 4, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 5, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 6, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 8, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 104 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
ISC Greenfield 9, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 10, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Generación Hidráulica, S.L. (17) | Repsol Renovables, S.A (26) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 13, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 17, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 18, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 19, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 20, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 24, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
ISC Greenfield 25, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Jackson S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Jasper S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Jicarilla Solar 1 LLC | Jicarilla Solar 1 Holdings, LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Jicarilla Solar 1 Class B LLC | Take Wing Renewables, LLC (23) | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Jicarilla Solar 1 Holdings LLC | Jicarilla Solar 1 Class B LLC | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Jicarilla Solar 2 LLC | Jicarilla Solar 2 Holdings LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
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
Jicarilla Solar 2 Class B LLC | Take Wing Renewables, LLC (23) | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Jicarilla Storage 1 LLC | Jicarilla Solar 1 Holdings, LLC | Estados Unidos | Almacenamiento de energía | I.G. | 75,00 | 100,00
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. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Knights Ferry Solar LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
LAAT Páramo de Sardón, A.I.E. (4) | Iberen Renovables, S.A.U. | España | Producción de energía eléctrica | P.E. | 44,26 | 59,01
Laramie Range Wind, LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
LCG Renewables Energies France Limited | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Reino Unido | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Lighthouse Renewable, Corp | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Lincoln Pin Solar LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Lorenzo S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Mafra Solar S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 61,50 | 82,00
Meridian Creek LLC (4) | ConnectGen West LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Meridian Lake LLC (4) | ConnectGen LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Michelangelo S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Natural Power Development, S.L.U | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | 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

Cuentas Anuales 2024 | 105 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
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. | PI Italy 2 S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Ninety West Solar LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Nudo Manzanares 220 KV, A.I.E. | Tramperase, S.L. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 10,56 | 27,60
Paolo S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Páramo de Sardón Promotores, A.I.E. (4) | Iberen Renovables, S.A.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 53,99 | 71,98
Parque Eólico Antofagasta, SpA | Eólica de Taltal, SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Parque Eólico Atacama SPA | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | P.E.(N.C.) | 37,50 | 100,00
Parque Eólico Valle de Iguña, S.L. | Repsol Ureño, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Parque FV Hercules, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Parque FV Orion, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Parque FV Taurus, S.L.U. | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Paul S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PE Cabo Leones III SpA | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Chile | Producción de energía eléctrica | P.E.(N.C.) | 37,50 | 100,00
PE Levante 4W, S.L.U. | Four Winds Investco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PE Mistral 4W, S.L.U. | Four Winds Investco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PE Tramontana, S.L.U. | Four Winds Investco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Pecos Renewables North America, LLC (4) | Repsol Renewables OpCo Holding, LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PI Italy S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
PI Italy 2 S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Pieter S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Pike Creek Holdings LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Promotores Valle- Atalaya, A.I.E. | Repsol Renovables, S.A. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 15,04 | 20,05
Puertollano Sunrise, S.L. | Repsol Puertollano Sunrise, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PV Aries S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PV El Tomillar, S.L. | Generación y Suministro de Energía S.L. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
PV Italy 008 S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PV Sagittarius S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PV Scorpio S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
PV Taurus S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Radira SPV 2021, S.L.U. | Cefiro Holdco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Renovables Cerro Duran, S.L. | Repsol Cerro Comitre, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Renovables de Maials, S.L. | Repsol Maials, S.L.U | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 106 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Renovables de Olmedilla, S.L. | Repsol Renovables Olmedilla, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Renovables de Paramillos, S.L. | Repsol Paramillos S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Renovables de Peñarroya, S.L. (4) | Repsol Virgen de Peñarroya, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Renovables de Velilla, S.L. | Repsol Velilla, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Renovables de Villarrobledo, S.L. | Repsol Villarrobledo, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Renovables Menores, S.L. (16) | Repsol Menores, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Renovables Vientos del Solano, S.L. | 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. | 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. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 38,25 | 100,00
Repsol Ala dei Sardi, S.r.l. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Arroyo de la Luz, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Cerro Comitre, S.L.U. | 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
Repsol Financiera Renovables, S.A. | Repsol Renovables, S.A. | España | Financiera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Gaude S.r.l. | 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
Repsol Generación Eléctrica, S.A.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Repsol Chile, SpA | Chile | Sociedad de cartera | P.E.(N.C.) | 37,50 | 50,00
Repsol LCG Energies Italia S.r.l. | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Maials, S.L.U | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Menores, S.L.U. (15) | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Montepuccio 1, S.r.l. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Montepuccio 2, S.r.l. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Monti, S.r.l. | 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
Repsol Orria, S.r.l. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Paramillos S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Puertollano Sunrise, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Renewables Development Company LLC | Repsol Renewables US HoldCo, LLC (27) | 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
Repsol Renewables North America, Inc | Repsol Renovables, S.A. | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Renewables OpCo Holding, LLC (4) | Repsol Renewables US HoldCo, LLC (23) | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Renewables OpCo, LLC (4) | Repsol Renewables US HoldCo, LLC (25) | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Renewables Services North America, LLC (4) (12) | ConnectGen LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 99,99
Repsol Renewables US HoldCo, LLC (4) | Repsol Renewables North America, Inc | Estados Unidos | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Renovables Consumos Industriales, S.L.U. (14) | Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 107 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Repsol Renovables Olmedilla, S.L.U. | 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
Repsol San Mauro S.R.L. | Repsol Renovables, S.A. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Servicios Renovables, S.A.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Representante en el mercado eléctrico y prestación de servicios a empresas del Grupo | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Ureño, S.L.U. | 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
Repsol Velilla, S.L.U. | 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
Repsol Vientos del Solano S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Villarrobledo, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Virgen de Peñarroya, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Wind and Solar Spain, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Sociedad de cartera | I.G. | 75,00 | 100,00
Sandy Pond Energy LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Set Colectora Valle, A.I.E. | Repsol Renovables, S.A. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 18,80 | 25,07
Set Promotores Sax, A.I.E. | Repsol Renovables, S.A. | España | Infraestructuras comunes de evacuación de la electricidad | P.E. | 12,87 | 17,15
Set Sardón, A.I.E. (4) | Iberen Renovables, S.A.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 52,59 | 70,12
Sidney S.r.l. | Jackson S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Societa Agricola Edward S.r.l. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
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 | Aragonesa de Infraestructuras Energéticas Renovables, S.L.U (20) | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Southern Tier Energy Storage LLC (4) | CG NYISO LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Somonauk Solar LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Take Wing Renewables, LLC (4) | Pecos Renewables North America, LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Three Mounds Solar LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | 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
Trillo Solar Fotovoltaica, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Trillo Solar Fotovoltaica 2, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Trillo Solar Fotovoltaica 3, S.L.U. | Repsol Renovables, S.A. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Trillo Solar Fotovoltaica 4, S.L.U. | 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
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. | PI Italy S.r.l. | Italia | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Viveiro PE Galicia, S.L.U. | Four Winds Investco, S.L.U. | España | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00

Cuentas Anuales 2024 | 108 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Western NY Energy Storage LLC (4) | CG NYISO LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
Walnut Hill Solar LLC (4) | ConnectGen East LLC | Estados Unidos | Producción de energía eléctrica | I.G. | 75,00 | 100,00
CORPORACIÓN |  |  |  |  |  |
Albatros, S.A.R.L. | Repsol, S.A. | Luxemburgo | Sociedad de cartera | I.G. | 100,00 | 100,00
Begas Fabrika, S.L. | Begas Motor S.L. | España | Fabricación, transformación y venta de vehículos a motor, fabricación de equipos eléctricos y electrónicos, piezas y accesorios para vehículos a motor. | P.E. | 11,72 | 100,00
Begas Motor, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Fabricación, transformación y venta de vehículos a motor, fabricación de equipos eléctricos y electrónicos, piezas y accesorios para vehículos a motor. | P.E. | 11,72 | 11,72
Beltxarga S.à r.l. (4) | Albatros, S.A.R.L. | Luxemburgo | Financiera | I.G. | 100,00 | 100,00
DACMa, GmbH | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Alemania | Desrrollo y comercialización tecnolgía para captura directa CO2 | P.E. | 15,63 | 15,63
Darwin Bioprospecting Excellence S.L. (4) | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Desarrollo de tecnologías medioambientales basadas en procesos biológicos. | P.E. | 21,43 | 21,43
Ezzing Renewable Energies S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Desarrollo de proyecto fotovoltaico | P.E. | 24,03 | 24,03
Ezzing Building Synergies S.L. | Ezzing Renewable Energies, S.L. | España | Desarrollo de proyecto fotovoltaico | P.E. | 24,03 | 100,00
Ezzing Operations Spain S.L. | Ezzing Renewable Energies, S.L. | España | Desarrollo de proyecto fotovoltaico | P.E. | 24,03 | 100,00
Finboot Ltd. | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Reino Unido | Uso de la tecnología Blockchain con foco para su aplicación en los sectores de la energía, retail y automoción | P.E. | 7,22 | 7,22
Finboot Tech, S.L.. | Finboot Ltd. | Reino Unido | Uso de la tecnología Blockchain con foco para su aplicación en los sectores de la energía, retail y automoción | P.E. | 7,22 | 100,00
Gaviota RE, S.A. (6) | Albatros, S.A.R.L. | Luxemburgo | Seguros y reaseguros. | I.G. | 100,00 | 100,00
Ingelia (4) | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Servicios técnicos de ingeniería y otras actividades relacionadas con el asesoramiento técnico | P.E. | 10,55 | 10,55
Net Zero Ventures, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Asesorar en materia de inversiones a la gestora de las dos entidades de capital riesgo | P.E. | 50,00 | 50,00
OGCI Climate Investments LLP | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Reino Unido | Desarrollo de tecnología | P.E. | 9,09 | 9,09
Perseo Biotechnology S.L.U. | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Fabricación, distribución y venta de biocombustibles | P.E. | 24,99 | 24,99
Recreus Industries, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Distribución de productos petrolíferos | P.E. | 16,67 | 16,67
Recreus USA INC | Recreus Industries, S.L. | España | Distribución de productos petrolíferos | P.E. | 16,67 | 100,00
Repsol E&P Capital Markets Europe S.à r.l. (19) | Repsol E&P S.a.r.l. (28) | Luxemburgo | Financiera | I.G. | 75,00 | 100,00
Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Repsol, S.A. | España | Desarrollo de proyectos de nuevas energías | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Europe Finance S.A.R.L. | Albatros, S.A.R.L. | Luxemburgo | Financiera | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Finance Brasil S.A.R.L. | Repsol Exploração Brasil Ltda. | Luxemburgo | Sociedad de cartera y financiera | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Financial Trading S.a.r.l. | Albatros, S.A.R.L. | Luxemburgo | Financiera | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Gestión de Divisa, S.L. | Repsol, S.A. | España | Financiera | I.G. | 99,98 | 100,00
Repsol International Finance, B.V. | Repsol, S.A. | Países Bajos | Financiera | I.G. | 100,00 | 100,00
Repsol Tesorería y Gestión Financiera, S.A. | Repsol, S.A. | España | Financiera | I.G. | 100,00 | 100,00
Rocsole OY | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Finlandia | Desarrollo de tecnología | P.E. | 15,34 | 15,34
SC Net Zero Ventures Fund I, F.C.R.E. (4) | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Desarrollo de tecnologías de bajas emisiones de gases de efecto invernadero | P.E. | 40,00 | 40,00

Cuentas Anuales 2024 | 109 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  | Diciembre 2024
Nombre | Matriz | País | Objeto social |  | %
Método de conso. (1) | Part. Efectiva | Part. Control (2)
Smarkia Energy, S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Prestación de servicios de eficiencia energética sobre una plataforma Cloud | P.E. | 33,51 | 33,51
Trovant Technology S.L. | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | España | Desarrollo de tecnologías medioambientales basadas en procesos biológicos. | P.E. | 9,35 | 9,35

(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 suma de participaciones directas de las sociedades del Grupo sobre la filial.
(3) Participaciones en operaciones conjuntas (ver Anexo IB) 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.
(4) Sociedades incorporadas al Grupo Repsol en el ejercicio 2024 (ver Anexo IC).
(5) Sociedad en proceso de liquidación..
(6) Esta sociedad posee participación minoritaria en la sociedad Everen Limited (4,92%), domiciliadas en Bermudas.
(7) Esta sociedad, constituida legalmente en Bahamas, está domiciliada fiscalmente en Reino Unido.
(8) Esta sociedad, constituida legalmente en Islas Virgenes Británicas, está domiciliada fiscalmente en Reino Unido.
(9) Esta sociedad, constituida legalmente en Barbados, está domiciliada fiscalmente en Países Bajos.
(10) Sociedad sin actividad.
(11) Esta sociedad se denominaba anteriormente Repsol Oil & Gas Holdings USA, Inc. El cambio tuvo lugar en marzo 2024.
(12) Esta sociedad se denominaba anteriormente ConnectGen Management LLC. El cambio tuvo lugar en mayo 2024.
(13) Esta sociedad se denominaba anteriormente Biscay Pyrolitic Ecofuels, S.L. El cambio tuvo lugar en agosto 2024.
(14) Esta sociedad se denominaba anteriormente Parque FV Centauro, S.L.U. El cambio tuvo lugar en septiembre 2024.
(15) Esta sociedad se denominaba anteriormente Repsol Bureba, S.L.U. El cambio tuvo lugar en septiembre 2024.
(16) Esta sociedad se denominaba anteriormente Renovables de la Bureba, S.L. El cambio tuvo lugar en septiembre 2024.
(17) Esta sociedad se denominaba anteriormente ISC Greenfield 11, S.L.U. El cambio tuvo lugar en octubre 2024.
(18) Esta sociedad se denominaba anteriormente Repsol Greece Ionian, S.L.U. El cambio tuvo lugar en octubre 2024.
(19) Esta sociedad se denominaba anteriormente Ovalo, S.a.r.l. El cambio tuvo lugar en diciembre 2024.
(20) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Renovables, S.A. El cambio tuvo lugar en junio 2024.
(21) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Química, S.A. El cambio tuvo lugar en julio 2024.
(22) La matriz de esta sociedad era anteriormente Ibil, Gestor de Carga de Vehículo Eléctrico, S.A. El cambio tuvo lugar en julio 2024.
(23) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Renewables North America Inc. El cambio tuvo lugar en agosto 2024.
(24) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Renewables Development Company LLC. El cambio tuvo lugar en agosto 2024..
(25) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Renewables Opco Holding, LLC. El cambio tuvo lugar en septiembre 2024.
(26) La matriz de esta sociedad era anteriormente Iberia Solar Brownfield 1, S.L.U. El cambio tuvo lugar en noviembre 2024.
(27) La matriz de esta sociedad era anteriormente Repsol Renewables North America, Inc. El cambio tuvo lugar en diciembre 2024.
(28) La matriz de esta sociedad era anteriormente Albatros, S.A.R.L. El cambio tuvo lugar en diciembre 2024.
(29) La matriz de esta sociedad era anteriormente Saint John LNG Development Company Ltd. El cambio tuvo lugar en diciembre 2024.
(30) Esta sociedad, constituida legalmente en Islas Cayman, está domiciliada fiscalmente en Colombia.
48 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.

Cuentas Anuales 2024 | 110 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Anexo IB: Operaciones conjuntas del Grupo a 31 de diciembre de 2024
A continuación, se presentan las principales Operaciones Conjuntas (ver Nota 3.4) del Grupo Repsol (incluyendo aquellas en
las que se participa a través de un negocio conjunto) 48:

Nombre | Participación % (1) | Operador | Actividad (2)
UPSTREAM |  |  |
Argelia |  |  |
Bloque 405a | 35,00% | Pertamina | Desarrollo/Producción
Reggane Nord | 36,00% | Groupement Reggane Nord | Desarrollo/Producción
Australia |  |  |
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
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
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 |  |  |
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
Colombia |  |  |
CPO-9 - Akacias Production Area | 45,00% | Ecopetrol | Vendido en el 2025
CPO-9 - Guamal Evaluation Area | 45,00% | Ecopetrol | Vendido en el 2025
Catleya | 50,00% | Ecopetrol | En proceso de salida
Chipirón | 8,75% | SierraCol | En proceso de salida
CPO-9 - Exploration Area | 45,00% | Ecopetrol | Vendido en el 2025
Cravo Norte | 5,63% | SierraCol | En proceso de salida
Cosecha | 17,50% | SierraCol | En proceso de salida
Rondón | 4,38% | SierraCol | En proceso de salida
España |  |  |
Albatros | 82,00% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
Angula | 53,85% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
Boquerón | 61,95% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
Casablanca-Montanazo Unificado | 68,67% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
Casablanca No Unificado | 67,35% | Repsol | En proceso de desmantelamiento

Cuentas Anuales 2024 | 111 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre | Participación % (1) | Operador | Actividad (2)
Montanazo D | 75,07% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
Rodaballo | 69,42% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
Barracuda | 60,21% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
Estados Unidos (3) |  |  |
Alaska |  |  |
Horseshoe Unit | 49,00% | Santos | Exploración
Pikka Unit | 49,00% | Santos | Desarrollo/Producción
Quokka | 44,70% | Santos | Exploración
Joint Lands Operating Agreement Area | 49,00% | Santos | Exploración
Golfo de México |  |  |
Blacktip North - AC 335 | 50,00% | Llog | Exploración
Shenzy Unit | 28,00% | Woodside | Desarrollo/Producción
Blacktip | 50,00% | Llog | 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
Castille North | 50,00% | Llog | Exploración
Castile | 35,63% | Llog | Desarrollo/Producción
Monument | 28,57% | 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
Mallorca | 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 | En proceso de salida
Rafiki | 50,00% | Talos | Exploración
Witchita | 50,00% | Talos | Exploración
Taos | 50,00% | Talos | Exploración
Tach and Jibe | 50,00% | Talos | Exploración
Omaha | 50,00% | Talos | Exploración
Nebraska | 50,00% | Talos | Exploración
Hyperion | 50,00% | Talos | Exploración
Helios | 50,00% | Talos | Exploración
Halyard | 50,00% | Talos | Exploración
Dodge City | 50,00% | Talos | Exploración
Enterprise | 50,00% | Talos | Exploración
Allyrion | 50,00% | Talos | Exploración
Port Aransas North | 45,00% | Talos | Almacenamiento de CO2
Mustang Island | 45,00% | Talos | Almacenamiento de CO2
Eagle Ford |  |  |
Eagle Ford Texas | 92,55% | Repsol | Desarrollo/Producción
Marcellus |  |  |
Marcellus New York (*) Exploration Unconventional | 99,71% | Repsol | Exploración
Marcellus New York | 86,19% | Repsol | Desarrollo/Producción
Marcellus Pennsylvania | 89,61% | Repsol | Desarrollo/Producción
Indonesia |  |  |
Corridor PSC | 24,00% | Medco | Desarrollo/Producción
Sakakemang South | 80,00% | Repsol | Exploración
Sakakemang | 45,00% | Repsol | Exploración

Cuentas Anuales 2024 | 112 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre | Participación % (1) | Operador | Actividad (2)
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 | 46,67% | Repsol | Exploración
Noruega |  |  |
PL 019 G | 61,00% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
PL 025 | 15,00% | Equinor | Desarrollo/Producción
PL 038C | 70,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
PL 052 | 27,00% | Equinor | En proceso de desmantelamiento
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 |  |  |
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 Upper) | 25,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P185 (30/11b) | 60,00% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
P185 (30/12b inc. Halley field) | 60,00% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
P201 (16/21a) | 15,00% | Harbour Energy | En proceso de desmantelamiento
P201 (16/21d) | 15,00% | Harbour Energy | En proceso de desmantelamiento
P219 (16/13a) | 30,54% | 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% | BP | Desarrollo/Producción
P240 (16/22a- non Arundel Area) | 36,98% | Repsol | En proceso de desmantelamiento
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
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 | En proceso de desmantelamiento
P344 (16/21b_F1*-Balmoral Field Area) | 15,80% | Harbour Energy | En proceso de desmantelamiento
P344 (16/21c*- Rest of block excluding Stirling) | 60,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
P344 (16/21c_f1*) | 15,32% | Harbour Energy | En proceso de desmantelamiento
P344 (16/21c_f1*-Balmoral) | 15,80% | Harbour Energy | En proceso de desmantelamiento
P534 (98/06a-Wareham) | 5,00% | Perenco | Desarrollo/Producción
P534 (98/06a-Wych Farm UOA) | 4,95% | Perenco | Desarrollo/Producción
P729 (13/29b - Blake Ext Non Skate_Devel.) | 80,00% | Repsol | Desarrollo/Producción

Cuentas Anuales 2024 | 113 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre | Participación % (1) | Operador | Actividad (2)
P729 (13/29b - Ross Unitised Field UUOA interests) | 69,18% | Repsol | Desarrollo/Producción
P729 (13/29b - Ross Field Area) | 80,00% | Repsol | Desarrollo/Producción
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 |  |  |
East Block | 30,00% | BP | Desarrollo/Producción
S.E.C.C. Ibis | 10,80% | EOG | Desarrollo/Producción
West Block | 30,00% | BP | Desarrollo/Producción
Coconut | 15,00% | EOG | Desarrollo/Producción
Mento | 15,00% | EOG | Desarrollo/Producción
Banyan | 15,00% | EOG | 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
La Ceiba | 40,00% | Petroquiriquire | Desarrollo/Producción
Tomoporo | 40,00% | Petroquiriquire | 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
Remolcadores Puerto A Coruña, A.I.E. | 60,00% | Repsol | Servicios marítimos

(1) Corresponde a la participación que tiene la Sociedad del Grupo en el Acuerdo Conjunto.
(2) 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.
(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.

Cuentas Anuales 2024 | 114 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Anexo IC: Principales variaciones del perímetro del Grupo en 2024
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2024
a) Combinaciones de negocios u otras adquisiciones o aumento de participación en entidades dependientes, negocios
conjuntos y/o inversiones en asociadas:

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2024
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
Ingelia, S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 11,83% | 11,83%
Genia Bioenergy, S.L. (3) | España | Repsol Industrial Transformation, S.L.U. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 25,75% | 25,75%
The Green Vector Renovables, S.L. (3) | España | Genia Bioenergy, S.L | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 50,00% | 50,00%
TGV Gas Renovable Azumara, S.L.U. (3) | España | The Green Vector Renovables, S.L. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
TGV Gas Renovable Jucar, S.L.U. (3) | España | The Green Vector Renovables, S.L. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
TGV Gas Renovable Duero, S.L.U. (3) | España | The Green Vector Renovables, S.L. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
TGV Gas Renovable Segura, S.L.U. (3) | España | The Green Vector Renovables, S.L. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Bioenergía Gas Renovable IV, S.L.U. (3) | España | The Green Vector Renovables, S.L. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Bioenergía Gas Renovable V, S.L.U. (3) | España | The Green Vector Renovables, S.L. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Bioenergía Gas Renovable VII, S.L.U. (3) | España | The Green Vector Renovables, S.L. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Bioenergía Els Vent, S.L.U. (3) | España | The Green Vector Renovables, S.L. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Bioenergía Gas Renovable II, S.L.U. (3) | España | Genia Bioenergy, S.L | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
SPV BGR I, S.L.U. (3) | España | Bioenergía Gas Renovable II, S.L.U. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
SPV BGR II, S.L.U. (3) | España | Bioenergía Gas Renovable II, S.L.U. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
SPV BGR III, S.L.U. (3) | España | Bioenergía Gas Renovable II, S.L.U. | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
SPV BIO Salerno, S.L.U (3) | España | Genia Bioenergy, S.L | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
SPV BIO Salas, S.L.U (3) | España | Genia Bioenergy, S.L | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Genia Bioenergy Investments, S.L.U (3) | España | Genia Bioenergy, S.L | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Rice to Energy, S.L. (3) | España | Genia Bioenergy Investments, S.L.U | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 33,00% | 33,00%
SPV BGR Edison, S.L.U. (3) | España | Genia Bioenergy, S.L | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Genia Bioenergy Portugal, LDA (3) | Portugal | Genia Bioenergy, S.L | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 99,00% | 99,00%
Bioenergia GBP I, LDA (3) | Portugal | Genia Bioenergy Portugal, LDA | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Bioenergia GBP II, LDA (3) | Portugal | Genia Bioenergy Portugal, LDA | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Bioenergia GBP III, LDA (3) | Portugal | Genia Bioenergy Portugal, LDA | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Bioenergia GBP IV, LDA (3) | Portugal | Genia Bioenergy Portugal, LDA | Adquisición | febrero-24 | P.E. | 100,00% | 100,00%
Aves OS LLC | Estados Unidos | Repsol Earth Solutions USA, LLC | Adquisición | febrero-24 | P.E. (5) | 100,00% | 100,00%
Aves WC LLC | Estados Unidos | Repsol Earth Solutions USA, LLC | Adquisición | febrero-24 | P.E. (5) | 100,00% | 100,00%
Renovables de Peñarroya, S.L. | España | Repsol Virgen de Peñarroya, S.L.U. | Constitución | febrero-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen LLC (4) | EE.UU. | Repsol US Renewables, LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Management Holdings LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Development LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Services LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Meridian Lake LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Management LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Transmission LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%

Cuentas Anuales 2024 | 115 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2024
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
CG NYISO LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen Transmission LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Capital Region Energy Storage LLC (4) | EE.UU. | CG NYISO LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Western NY Energy Storage LLC (4) | EE.UU. | CG NYISO LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Southern Tier Energy Storage LLC (4) | EE.UU. | CG NYISO LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Operating LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Clean Venture Acqusition LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen Operating LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen East LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen Operating LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Interconnect Energy Storage LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
IES ConnectGen Holdings LLC (4) | EE.UU. | Interconnect Energy Storage LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen South Wrentham LLC (4) | EE.UU. | IES ConnectGen Holdings LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Cross Road LLC (4) | EE.UU. | IES ConnectGen Holdings LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Chautauqua County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Erie-Wyoming LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Fulton County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Henry County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen East Storage LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Montgomery County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen New York LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Cayuga County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Somonauk Solar LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Prairie Creek LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Four Creeks LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen NY Solar LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Walnut Hill Solar LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Ninety West Solar LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Sandy Pond Energy LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Pike Creek Holdings LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Pike Creek LLC (4) | EE.UU. | Pike Creek Holdings LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Three Mounds Solar LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Lincoln Pin Solar LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Cedar Crossing Wind LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen East LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen West LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen Operating LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Laramie County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Phoenix Valley LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
ConnectGen Albany County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Evita Transmission LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Agua Amarga Wind LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%

Cuentas Anuales 2024 | 116 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2024
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
CG Fountain Wind Holdings LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Fountain Wind LLC (4) | EE.UU. | CG Fountain Wind Holdings LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Leon County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Leon County II LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Northwestern Wind I LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Northwestern Wind II LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Grimes County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Yakima Solar I LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Yakima Solar II LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Apache County Solar LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Apache County Wind LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Cochise County LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Six Mile Solar I LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Six Mile Solar II LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Knights Ferry Solar LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Three Points LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables II LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables III LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables IV LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables V LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Hurricane Wash LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG SB Group Holdings LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Meridian Creek LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables VI LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Bighorn Renewables LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables VII LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables VIII LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables IX LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Northwestern Solar I LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Northwestern Solar II LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Western Renewables X LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CG Apache County Solar II LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Basque Wind Holdings LLC (4) | EE.UU. | ConnectGen Operating LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Basque Transmission I LLC (4) | EE.UU. | Basque Wind Holdings LLC | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC | EE.UU. | Clean Venture Acquisition LLC | Adquisición | marzo-24 | P.E.(N.C.) | 50,00% | 50,00%
Heritage Praire Solar LLC (4) | EE.UU. | Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC | Adquisición | marzo-24 | P.E.(N.C.) | 100,00% | 100,00%
Illinois Wind Transmission LLC (4) | EE.UU. | Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC | Adquisición | marzo-24 | P.E.(N.C.) | 100,00% | 100,00%

Cuentas Anuales 2024 | 117 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2024
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
Illinois Generation LLC (4) | EE.UU. | Illinois Wind Infrastructure Holdings LLC | Adquisición | marzo-24 | P.E.(N.C.) | 100,00% | 100,00%
CAL IX SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL X SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
CAL XI SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Adquisición | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
OC Electricidad y Gas SL | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Adquisición | abril-24 | P.E. | 46,27% | 46,27%
Instalaciones Smart Spain, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Adquisición | abril-24 | P.E. | 30,80% | 30,80%
Repsol OCS LLC | EE.UU. | Repsol Holdings Upstream USA Inc. | Constitución | abril-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Earth Solutions Holding, S.L.U. | España | Repsol E&P S.a.r.l. | Constitución | abril-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Estación de Servicio Silleda SL | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Adquisición | abril-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Bardahl de México, S.de R.L. de C.V. | México | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Aumento part | abril-24 | P.E. | 9,00% | 49,00%
Repsol Alaska PTC, LLC | EE.UU. | Repsol Holdings Upstream USA Inc. | Constitución | mayo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Pikka Transportation Company, LLC | EE.UU. | Repsol Alaska PTC, LLC | Constitución | mayo-24 | P.E. | 49,00% | 49,00%
Laramie Range Wind, LLC | EE.UU. | ConnectGen West LLC | Constitución | mayo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Renewables OpCo Holding, LLC | EE.UU. | Repsol Renewables North America, Inc | Constitución | mayo-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Renewables OpCo, LLC | EE.UU. | Repsol Renewables OpCo Holding, LLC | Constitución | junio-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Pecos Renewables North America, LLC | EE.UU. | Repsol Renewables OpCo Holding, LLC | Constitución | junio-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Take Wind Renewables, LLC | EE.UU. | Pecos Renewables North America, LLC | Constitución | junio-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
DACMa, GmbH | Alemania | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Aumento part | junio-24 | P.E. | 4,51% | 14,51%
SC Net Zero Ventures Fund I, F.C.R.E. | España | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Adquisición | junio-24 | P.E. | 40,00% | 40,00%
Evsare, Tecnologías De Recarga, S.L. (6) | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Constitución mediante segregación | julio-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Industrial Services North America, LLC | Estados Unidos | Repsol Energy North América Corporation | Constitución | julio-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol Servicios Caribe S.A.S. | Colombia | Repsol E&P S.a.r.l. | Constitución | julio-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Combustibles Coria, S.L.U. | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Adquisición | julio-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Enerkem Inc. | Canadá | Repsol Química, S.A. | Aumento part | julio-24 | P.E. | 36,26% | 49,81%
Medusa Alternativas Suministro Eléctrico, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Aumento part | julio-24 | P.E. | 16,59% | 49,92%
DACMa, GmbH | Alemania | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Aumento part | julio-24 | P.E. | 1,12% | 15,63%
Repsol Renewables US HoldCo, LLC | Estados Unidos | Repsol Renewables North America, Inc | Constitución | agosto-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Instalaciones Comunes Cerrato, A.I.E. | España | Iberen Renovables, S.A.U. | Constitución | octubre-24 | P.E. | 53,00% | 53,00%
LAAT Páramo de Sardón, A.I.E. | España | Iberen Renovables, S.A.U. | Constitución | octubre-24 | P.E. | 59,01% | 59,01%
Páramo de Sardón Promotores, A.I.E. | España | Iberen Renovables, S.A.U. | Constitución | octubre-24 | I.G. | 71,98% | 71,98%
Set Sardón, A.I.E. | España | Iberen Renovables, S.A.U. | Constitución | octubre-24 | I.G. | 70,12% | 70,12%
Air Miles España, S.A. | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Aumento part | noviembre-24 | P.E. | 3,33% | 30,00%
Repsol E&P Holdings S.à r.l. | Luxemburgo | Repsol E&P S.a.r.l. | Constitución | diciembre-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Beltxarga S.à r.l. | Luxemburgo | Albatros, S.A.R.L. | Constitución | diciembre-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Repsol E&P Capital Markets US LLC | Estados Unidos | Repsol Holdings Upstream USA Inc. | Constitución | diciembre-24 | I.G. | 100,00% | 100,00%
Darwin Bioprospecting Excellence S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Adquisición | diciembre-24 | P.E. | 21,43% | 21,43%
Gestión de Puntos de Venta, Gespevesa, S.A. | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Aumento part | diciembre-24 | I.G. | 5,00% | 100,00%

Cuentas Anuales 2024 | 118 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre |  |  | Concepto | Fecha | 2024
País | Sociedad Matriz | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
Instalaciones Smart Spain, S.L. | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Aumento part | diciembre-24 | P.E. | 12,94% | 43,74%

(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 suma de participaciones directas de las sociedades del Grupo sobre la filial.
(3) Forma parte del grupo Genia Bioenergy, adquirido en el primer trimestre del año.
(4) Forma parte del grupo ConnectGen, adquirido en el primer trimestre del año.
(5) Estas sociedades en mayo disminuyen su participación al 45% pasando de I.G. a P.E.
(6) Sociedad constituida mediante la segregación de la sociedad Ibil, Gestor de Carga de Vehículo Eléctrico, S.A.
b) Disminución de participaciones en entidades dependientes, negocios conjuntos y/o inversiones en asociadas u otras
operaciones de naturaleza similar:

Nombre |  |  |  |  | 2024
País | Sociedad Matriz | Concepto | Fecha | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
Oleoducto de Crudos Pesados, Ltd. | Islas Caimán | Repsol OCP de Ecuador S.A. | Enajenación | enero-24 | P.E. | 29,66% | —%
Nanogap Sub n-m Powder, S.A. | España | Repsol Energy Ventures, S.A. | Enajenación | enero-24 | P.E. | 8,99% | —%
Trovant Technology S.L. | España | Repsol Energy Ventures S.A. | Disminución part | febrero-24 | P.E. | 0,46% | 9,35%
Finboot Ltd | Reino Unido | Repsol Energy Ventures, S.A. | Disminución part | febrero-24 | P.E. | 1,77% | 7,22%
Enerkem Inc. | Canadá | Repsol Química, S.A. | Disminución part | febrero-24 | P.E. | 0,56% | 13,55%
Triad Oil Manitoba, Ltd. | Canadá | Repsol Exploración, S.A.U. | Disolución | febrero-24 | I.G. | 100,00% | —%
Biscay Eco Aggregates, S.L. | España | Alba Emission Energy, S.A. | Disminución part | marzo-24 | I.G. | 25,00% | 75,00%
Edwards Lime Gathering, LLC. | EE.UU. | Edwards Gas Services, LLC. | Enajenación | marzo-24 | P.E. | 40,00% | —%
Repsol USA Holdings LLC (3) | EE.UU. | Repsol Oil & Gas Holdings USA, Inc. | Absorción | marzo-24 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol E&P USA Holdings, Inc. (3) | EE.UU. | Repsol Oil & Gas Holdings USA, Inc. | Absorción | marzo-24 | I.G. | 100,00% | 0,00%
Aves OS LLC | EE.UU. | Repsol Earth Solutions USA, LLC | Disminución part | mayo-24 | P.E. | 55,00% | 45,00%
Aves WC LLC | EE.UU. | Repsol Earth Solutions USA, LLC | Disminución part | mayo-24 | P.E. | 55,00% | 45,00%
Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd. | República de Mauricio | Repsol Transgasindo S.à r.l | Enajenación | mayo-24 | P.E. | 100,00% |
PI 1 SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
KI 1 SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Lanas Servas SAS | Francia | Aneto SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Sunnprod SAS | Francia | Aneto SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Boethia SAS | Francia | Aneto SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL VIII SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL VII SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL VI SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL V SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL IV SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL III SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL II SAS | Francia | Aneto SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL SAS | Francia | Cinto SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL IX SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%

Cuentas Anuales 2024 | 119 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre |  |  |  |  | 2024
País | Sociedad Matriz | Concepto | Fecha | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición (2)
CAL X SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
CAL XI SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Innea Project 2 SAS | Francia | Cinto SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Corsica Optimum 2 SAS | Francia | Volt B SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
VOLT III SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
VOLT II SAS | Francia | Cinto SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
VOLT SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Volt B SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Cinto SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Aneto SAS | Francia | Prejeance Industrial SAS | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Prejeance Industrial SAS | Francia | LCG Renewables Energies France Limited | Enajenación | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Ductos Colombia, S.A.S. | Colombia | Talisman Colombia Holdco, Ltd. | Disolución | julio-24 | I.G. | 100,00% | —%
Sunrgyze, S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Disolución | julio-24 | P.E. | 50,00% | —%
Solar Elena SpA | Chile | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Enajenación | julio-24 | P.E. | 100,00% | —%
Solar Antofagasta SpA | Chile | Repsol Ibereólica Renovables Chile SpA | Enajenación | julio-24 | P.E. | 100,00% | —%
SPK Águila, S.L.U. | España | Ekiluz Promoción S.L. | Absorción | agosto-24 | I.G. | 100,00% | —%
Ekiluz Promoción, S.L. (4) | España | Repsol Customer Centric, S.L. | Absorción | agosto-24 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Technology and Ventures, S.L.U (5) | España | Repsol, S.A. | Absorción | agosto-24 | I.G. | 100,00% | —%
Ingelia, S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A.U. | Disminución part | septiembre-24 | P.E. | 1,28% | 10,55%
Benzirep - Vall, S.L.U. | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Absorción | octubre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Societat Catalana de Petrolis, S.A.U. | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Absorción | octubre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Estación de Servicio Silleda SL | España | Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. | Absorción | octubre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Greenstone Assurance, Ltd. | Bermudas | Gaviota RE, S.A. | Enajenación | octubre-24 | I.G. | 100,00% | —%
PV Virgo S.r.l. | Italia | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Enajenación | noviembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Agrovolt 01 S.r.l. | Italia | LCG Renewables Energies Spain, S.L.U. | Enajenación | noviembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Exploración Aitoloakarnania, S.A. | España | Repsol RGI, S.L.U. | Absorción | noviembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Exploración Irlanda, S.A.U. | España | Repsol RGI, S.L.U. | Absorción | noviembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Exploración Ioannina, S.A.U. | España | Repsol RGI, S.L.U. | Absorción | noviembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Exploración Gharb, S.A.U. | España | Repsol RGI, S.L.U. | Absorción | noviembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Repsol Bulgaria Khan Kubrat, S.A.U. | España | Repsol RGI, S.L.U. | Absorción | noviembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Begas Motor, S.L. | España | Repsol Energy Ventures, S.A. | Disminución part | diciembre-24 | P.E. | 5,40% | 11,72%
Repsol Exploración Aru, S.L.U. | España | Repsol Exploración, S.A.U. | Disolución | diciembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Talisman South Sageri, B.V. | Países Bajos | Repsol Exploración, S.A.U. | Disolución | diciembre-24 | I.G. | 100,00% | —%
Agri Development, B.V. | Países Bajos | Repsol Sinopec Brasil, B.V. | Disolución | diciembre-24 | P.E.(N.C.) | 10,00% | —%

(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 suma de participaciones directas de las sociedades del Grupo sobre la filial.
(3) Absorbida por Repsol Holdings Upstream USA, Inc. (anteriormente “Repsol Oil & Gas Holdings USA, Inc.”)
(4) Absorbida por Energía Distribuida del Norte, S.A.
(5) Absorbida por Repsol Energy Ventures, S.A.U.

Cuentas Anuales 2024 | 120 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 %

Cuentas Anuales 2024 | 121 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 %
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 %

Cuentas Anuales 2024 | 122 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre |  |  | Concepto |  | Fecha |  | 2023
País | Sociedad Matriz |  |  | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición(2)
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 %
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 %

Cuentas Anuales 2024 | 123 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre |  |  | Concepto |  | Fecha |  | 2023
País | Sociedad Matriz |  |  | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición(2)
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 %
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 %

Cuentas Anuales 2024 | 124 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Nombre |  |  | Concepto |  | Fecha |  | 2023
País | Sociedad Matriz |  |  | Método de consolidación (1) | % derechos de voto adquiridos | % derechos de voto totales tras la adquisición(2)
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) Porcentaje correspondiente a la suma de participaciones directas de las sociedades del Grupo sobre la filial.
(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.
b) Disminución de participaciones en entidades dependientes, negocios conjuntos y/o inversiones en asociadas u otras
operaciones de naturaleza similar:

|  |  |  |  |  |  | 2023
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
Ampere Power Energy, S.L. | España | Repsol Energy Ventures S.A. | Enajenación |  | enero-23 |  | P.E. |  | 7,33 % |  | 0,00%
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) | Luxemburgo | 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 % |  | 0,00 %
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%

Cuentas Anuales 2024 | 125 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  |  |  |  |  |  | 2023
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
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) | Luxemburgo | 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 % |  | —%
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 % |  | 0,00 %
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 % |  | 0,00 %
Palmira Market, S.A. de C.V. | Mexico | Repsol Downstream Internacional, S.A. | Enajenación |  | noviembre-23 |  | P.E.(N.C.) |  | 50,00 % |  | 0,00 %
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 % |  | 0,00 %
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 % |  | 0,00 %
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) | Luxemburgo | 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.
49 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 I del Informe de gestión consolidado 2024.

Cuentas Anuales 2024 | 126 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Anexo II: Información por segmentos y conciliación con Estados Financieros NIIF-UE 49
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 2024 y 2023, 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 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023
Resultado de explotación | 5.155⁽¹⁾ | 7.250⁽¹⁾ | (772) | (305) | (572) | (610) | (1.866) | (2.041) | — | — | (3.210) | (2.956) | 1.945 | 4.294
Resultado financiero | (158) | 8 | 104 | 176 | — | — | (158) | (147) | — | — | (54) | 29 | (212) | 37
Resultado neto de las entidades valoradas por el método de la participación – neto de impuestos | (49) | 1 | 537 | 124 | — | — | (49) | (91) | — | — | 488 | 33 | 439 | 34
Resultado antes de impuestos | 4.948 | 7.259 | (131) | (5) | (572) | (610) | (2.073) | (2.279) | — | — | (2.776) | (2.894) | 2.172 | 4.365
Impuesto sobre beneficios | (1.621) | (2.248) | 131 | 5 | 147 | 157 | 781 | 1.005 | — | — | 1.059 | 1.167 | (562) | (1.081)
Resultado consolidado del ejercicio | 3.327 | 5.011 | — | — | (425) | (453) | (1.292) | (1.274) | — | — | (1.717) | (1.727) | 1.610 | 3.284
Resultado atribuido a minoritarios | — | — | — | — | — | — | — | — | 146 | (116) | 146 | (116) | 146 | (116)
Resultado atribuido a la sociedad dominante | 3.327 | 5.011 | — | — | (425) | (453) | (1.292) | (1.274) | 146 | (116) | (1.571) | (1.843) | 1.756 | 3.168

(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 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023
Exploración y Producción | 7.047 | 7.576 | 2.503 | 2.936 | (1.984) | (1.801) | (1.569) | (1.122) | 8 | 28 | (1.020) | (1.185)
Industrial | 44.536 | 46.676 | 1.857 | 3.626 | (863) | (747) | 552 | 257 | (1) | (8) | (396) | (884)
Cliente | 25.630 | 27.315 | 885 | 819 | (349) | (336) | (17) | (60) | (1) | 3 | (225) | (208)
GBC | 606 | 1.003 | 41 | 134 | (111) | (60) | (22) | (4) | (50) | (28) | (15) | (31)
Corporación | (18.672) | (21.017) | (131) | (265) | (41) | (39) | — | (1) | (5) | 6 | 35 | 60
Magnitudes Ajustadas (1) | 59.147 | 61.553 | 5.155 | 7.250 | (3.348) | (2.983) | (1.056) | (930) | (49) | 1 | (1.621) | (2.248)
Ajustes: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Exploración y Producción | (1.978) | (2.600) | (2.493) | (1.683) | 389 | 522 | 111 | 619 | 518 | 78 | 395 | 538
Industrial | (390) | (304) | (448) | (778) | 14 | 14 | — | — | (6) | (62) | 203 | 151
Cliente | (287) | (385) | (178) | (202) | 13 | 11 | (1) | 1 | 26 | 22 | 18 | (28)
GBC | — | — | (23) | (17) | — | — | — | — | (49) | — | 4 | (15)
Corporación | 630 | 684 | (68) | (276) | — | — | — | — | (1) | (5) | 439 | 521
MAGNITUDES NIIF-UE | 57.122 | 58.948 | 1.945 | 4.294 | (2.932) | (2.436) | (946) | (310) | 439 | 34 | (562) | (1.081)

(1) Magnitudes elaboradas de acuerdo con el modelo de Reporting del Grupo que se describe en la Nota 3.6.2.
(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 4.1). Su apertura por su procedencia
(de clientes u operaciones intersegmento) es la siguiente:

Cuentas Anuales 2024 | 127 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

|  | Millones de euros
Ingresos de las actividades ordinarias por segmentos |  | Clientes |  | Intersegmento |  | Total
|  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023
Exploración y Producción |  | 4.729 |  | 5.199 |  | 2.318 |  | 2.377 |  | 7.047 |  | 7.576
Industrial |  | 28.688 |  | 28.674 |  | 15.848 |  | 18.002 |  | 44.536 |  | 46.676
Cliente |  | 25.473 |  | 27.164 |  | 157 |  | 151 |  | 25.630 |  | 27.315
GBC |  | 257 |  | 516 |  | 349 |  | 487 |  | 606 |  | 1.003
Corporación |  | — |  | — |  | 10 |  | 10 |  | 10 |  | 10
(-) Ajustes y eliminaciones de ingresos de explotación entre segmentos |  | — |  | — |  | (18.682) |  | (21.027) |  | (18.682) |  | (21.027)
TOTAL |  | 59.147 |  | 61.553 |  | — |  | — |  | 59.147 |  | 61.553

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 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023 |  | 2024 |  | 2023
Exploración y Producción |  | 16.059 |  | 16.284 |  | 2.560 |  | 2.627 |  | 11.554 |  | 12.716 |  | 41 |  | 129
Industrial |  | 9.446 |  | 7.861 |  | 1.274 |  | 1.161 |  | 11.917 |  | 10.929 |  | 10 |  | 12
Cliente |  | 3.164 |  | 3.071 |  | 409 |  | 423 |  | 2.801 |  | 2.788 |  | 14 |  | 73
GBC |  | 6.809 |  | 4.316 |  | 2.478 |  | 1.876 |  | 6.185 |  | 3.897 |  | 339 |  | 297
Corporación |  | 701 |  | 670 |  | 79 |  | 80 |  | 1.650 |  | 836 |  | 80 |  | 3
MAGNITUDES AJUSTADAS (1) |  | 36.179 |  | 32.202 |  | 6.800 |  | 6.167 |  | 34.107 |  | 31.166 |  | 484 |  | 514
Ajustes |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 2.128 |  |
Exploración y Producción |  | (4.123) |  | (3.460) |  | (866) |  | (825) |  | (991) |  | (557) |  | 314 |  | 1.976
Industrial |  | (273) |  | (193) |  | (103) |  | (15) |  | (40) |  | (2) |  | 260 |  | 269
Cliente |  | (184) |  | (150) |  | (112) |  | (93) |  | 38 |  | 18 |  | — |  | 198
GBC |  | (135) |  | — |  | 7 |  | (46) |  | — |  | — |  | — |  | —
Corporación |  | (5) |  | — |  | (4) |  | (1) |  | — |  | — |  |  |  | —
MAGNITUDES NIIF-UE |  | 31.459 |  | 28.399 |  | 5.722 |  | 5.187 |  | 33.114 |  | 30.625 |  | 3.186 |  | 2.957

(1) Magnitudes elaboradas de acuerdo con el modelo de Reporting del Grupo que se describe en la Nota 3.6.2
(2) Se excluyen las “Inversiones financieras no corrientes”, “Activos por impuesto diferido” y “Otros activos no corrientes”.
(3) La magnitud NIIF-UE corresponde al epígrafe “Pagos por inversiones” del Estado de flujos de efectivo bajo NIIF-UE, sin incluir las partidas correspondientes
a “Otros activos financieros”.
(4) El capital empleado se corresponde con el Total patrimonio neto + deuda Neta.
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 2024 y 2023 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
2024 | 2023 | 2024 | 2023 | 2024 | 2023
I. Flujos de efectivo de las actividades de explotación (flujo de caja de las operaciones) | 5.410 | 7.064 | (445) | (553) | 4.965 | 6.511
II. Flujos de efectivo de las actividades de inversión | (5.933) | (5.634) | 3.239 | (219) | (2.694) | (5.853)
Flujo de caja libre (I+II) | (523) | 1.430 | 2.794 | (772) | 2.271 | 658

Cuentas Anuales 2024 | 128 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

Deuda neta
La conciliación entre la deuda neta y el Balance de Situación NIIF-UE a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es la siguiente:

Deuda neta | Deuda Neta | Reclasificación Negocios Conjuntos | Balance NIIF-UE
Millones de euros | 2024 | 2024 | 2024
Activo no corriente |  |  |
Instrumentos financieros no corrientes(1) (2) | 1.097 | 397 | 1.494
Activo corriente |  |  |
Otros activos financieros corrientes (2) | 1.939 | 172 | 2.111
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes | 5.093 | (335) | 4.758
Pasivo no corriente |  |  |
Pasivos financieros no corrientes(2) | (10.262) | 829 | (9.433)
Pasivo corriente |  |  |
Pasivos financieros corrientes(2) | (2.875) | (70) | (2.945)
DEUDA NETA(3) | (5.008) | 993 | (4.015)

(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 -3.611 y -670 millones de euros, respectivamente, según el modelo de Reporting y
-2.986 y -605 millones de euros, respectivamente, según balance NIIF-UE.
(3) Las reconciliaciones de períodos anteriores de esta magnitud están disponibles en www.repsol.com.

Cuentas Anuales 2024 | 129 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 este Anexo. 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 los países
firmantes en sus respectivos "National Determined Contribution", han
tenido un impacto importante en el desarrollo de nuevas políticas
climáticas gubernamentales 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 (Reglamento (UE) 2021/1119) 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.
A resultas de lo anterior, dentro del paquete de propuestas "Fit for 55",
destacamos que el 18 de octubre de 2023 se publicó 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
2023-2030, (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.
Directiva 2024/1788 de 13 de junio de 2024, relativa a normas comunes
para los mercados interiores del gas renovable, del gas naturales y del
hidrógeno, por la que se modifica la Directiva 2023/1791 y se deroga la
Directiva 2009/73/CE.
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.
Además, recientemente se ha aprobado el Reglamento (UE) 2024/1787 del
Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de junio de 2024 relativo a la
reducción de las emisiones de metano en el sector energético y por el que
se modifica el Reglamento (UE) 2019/942. Este Reglamento establece
requerimientos de información, y, en caso de ser aplicable, monitoreo o

Cuentas Anuales 2024 | 130 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

remediación, en relación con pozos de exploración y producción de
hidrocarburos, incluyendo pozos inactivos, abandonados temporal o
definitivamente.
Productos petrolíferos
El precio de los productos derivados del petróleo se encuentra liberalizado,
con excepción del GLP (ver información específica más adelante).
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 de 21 de mayo,
por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de
Hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y
no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de
hidrocarburos 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, el artículo 43.1 de la LSH, en su redacción dada por el real
Decreto-ley 8/2023, impide el suministro entre distribuidores al por menor,
así como el suministro de distribuidores al por menor a operadores al por
mayor.
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 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 ha sido asumido por Repsol desde entonces mediante ó 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 a las distintas energías Repsol. Desde el 6 de septiembre de 2023
hasta el 10 de enero de 2024 duplicó esos descuentos. El 31 de octubre de
2024 y hasta el 26 de enero de 2025 se implementó una nueva promoción
que ofrece un descuento adicional de 5 céntimos por litro adicionales al
plan al que tenga derecho el consumidor para nuevas altas en Waylet y
clientes suscritos a los Planes “Coche y Luz”, “Coche, Luz y Calefacción” y
“Coche, Luz, Calefacción y Solar” de Repsol.
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.
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 modificó 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 estableció:
– 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 cero 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, 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 (en proceso de actualización iniciado en diciembre de 2024), para
avanzar hacia la neutralidad climática en el horizonte 2050, con hitos en
2030 y 2040.
Por su parte, el Real Decreto-ley 6/2022, transpuso a nuestro
ordenamiento jurídico interno del artículo 7 bis de la Directiva 98/70/CE,

Cuentas Anuales 2024 | 131 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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. A las disposiciones anteriores, se
une la Orden TED/728/2024, de 15 de julio, por la que se desarrolla el
mecanismo de fomento de biocarburantes y otros combustibles
renovables con fines de transporte, con intención de reforzar las
previsiones para evitar el fraude en el sector de los biocarburantes y otros
combustibles renovables, la orden prevé la realización de certificaciones
provisionales y pagos anticipados como complemento a la constitución,
gestión y reparto de la cuenta de pagos compensatorios del mecanismo de
fomento de biocarburantes y otros combustibles renovables con fines de
transporte. En este sentido, el deber de cumplimiento de los objetivos
anuales previstos en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, se llevará a cabo a
través de las obligaciones de entrega de los certificados provisionales y
definitivos y de realizar los pagos compensatorios previstos en la orden.
Su incumplimiento podría dar lugar, en su caso, a las consecuencias
sancionadoras previstas en la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
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 GLP continúa mayoritariamente regulado. La pervivencia de este
esquema de precios regulados en el sector de GLP encuentra
originalmente su justificación en la Disposición transitoria cuarta de la
LSH que estableció un régimen de precios máximos de venta al público,
antes de impuestos, incluyendo el suministro domiciliario. en un régimen
transitorio, recogido en la Disposición Transitoria Cuarta de la LSH. El
precio del GLP a granel y del GLP envasado de capacidad inferior a 8 kg o
superior a 20 kg se encuentra liberalizado; por su parte, la Ley 18/2014 de
15 de octubre, liberalizó los envases de más de 8 kg y menos 20 kg, cuya
tara no sea superior a 9 kg 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 con 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 kg 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 de 19,55 €. Esta medida
fue prorrogada por el Real Decreto-ley 8/2023, de 27 de diciembre, por el
que se adoptan medidas para afrontar las consecuencias económicas y
sociales derivadas de los conflictos en Ucrania y Oriente Próximo, así
como para paliar los efectos de la sequía, prorroga el mencionado precio
máximo de venta de envases de GLP en las revisiones correspondientes
del precio máximo de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del
petróleo que se aprueben en enero de 2024 y marzo de 2024.
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

Cuentas Anuales 2024 | 132 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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
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. 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.
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.
Conforme a la Resolución de 12 de diciembre de 2024 de la CNMC, el
Grupo Repsol ha sido identificado nuevamente como operador dominante
en el sector del gas natural.
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 convocaron
dos subastas más, tercera y cuarta, por Resoluciones de 18 de julio y 2 de
agosto, respectivamente, por un total de 3.820 MW.
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

Cuentas Anuales 2024 | 133 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 (IVPEE). 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. No obstante,
el Real Decreto-ley 8/2023 procedió al levantamiento de tal suspensión,
articulando un regreso gradual del IVPEE de manera que, para el primer
trimestre natural de 2024, la base imponible se minorará en un 50% y,
para el segundo trimestre natural de 2024, en un 25%.
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 (el Real Decreto-ley 4/2024 los
eleva de forma definitiva, si bien resultan de aplicación temporal
descuentos superiores hasta la primera mitad de 2025, fruto del Real
Decreto-ley 23/2021 y sucesivas prórrogas) 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 2024 han sido fijados por el Real
Decreto-ley 8/2023.
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.
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
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

Cuentas Anuales 2024 | 134 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 quedaron 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).
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 N.º
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 N.º 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).
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

Cuentas Anuales 2024 | 135 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 N.º 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
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% 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
intercambios 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.

Cuentas Anuales 2024 | 136 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

– 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 10.339 “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.
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 N.º 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

Cuentas Anuales 2024 | 137 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 ocurrió
con el GLP, el cual fue incorporado al FEPC desde septiembre del 2021 y
excluido del mismo desde junio del 2024, mediante Decreto Supremo Nº
007-2024-EM, del 26 de marzo de 2024. 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 N.º 28.611, 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.° 1.013, del 14 de mayo de 2008,
se creó el OEFA como organismo público técnico especializado, con
personalidad 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
Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental- Ley N.º 29.325, 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 y los Estándares de Calidad Ambiental
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 N.º 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 N.º 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 N.º 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

Cuentas Anuales 2024 | 138 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 N.º 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 N.º 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 N.º 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 N.º
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 N.º 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 N.º 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 N.º 267/2002, de 26 de noviembre, en su
versión revisada, en la Portaria N.º 1188/2003, de 10 de octubre y en la
Portaria N.º 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 N.º 267/2002, de 26 de noviembre en su versión revisada. La
Ley N.º 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 N.º 170/2005, de 10 de octubre, modificado por el Decreto-
Ley N.º 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 N.º 151-B/2013, de 31
de octubre (Régimen Jurídico de la Evaluación del Impacto
Medioambiental – RJAIA de los proyectos públicos o privados susceptibles
de crear 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
N.º 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 N.º 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 N.º 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 N.º 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 N.º 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 N.º
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 N.º 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 N.º 68-A/2015, de 30 de abril, establece la normativa
relativa a la eficiencia energética y producción en cogeneración,
transponiendo la Directiva N.º 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

Cuentas Anuales 2024 | 139 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

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 N.º 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 N.º 89/2008, de 30 de mayo
(reglas de calidad relativas a gasolinas y gasóleo) y en (ii) el Decreto-Ley
N.º 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 N.º 84/2022, de 9 de diciembre 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 N.º 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 N.º 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 N.º 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 N.º 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
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 N.º 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 N.º 72/2022 que reforzó las
medidas excepcionales de flexibilización previstas en el Decreto-Ley N.º
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 de 2023, se publicó el Decreto-Ley N.º 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 N.º 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 N.º 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 N.º 15/2022, la Portaria N.º 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 N.º 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 N.º 828/2023 y Reglamento N.º 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 N.º 14/2023, de
26 de julio. Las tarifas de gas para vigorar de 1 de octubre de 2023 hasta 30

Cuentas Anuales 2024 | 140 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

de septiembre de 2024 fueran aprobadas por la Directiva N.º 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) N.º 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 N.º 827/2023, de 28 de julio), el Reglamento de Acceso a las
Redes e Interconexiones del sector eléctrico (Reglamento N.º 818/2023, de
27 de julio) y el Reglamento de Acceso a las Redes e Interconexiones del
sector del gas (Reglamento N.º 407/2021, de 12 de mayo) aprobados por
la ERSE.
El Decreto-Ley N.º 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 N.º 10/2022, 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 N.º 297/2011, de 16 de noviembre,y la Portaria N.º
59/2022, 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
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 gas
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 N.º 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 N.º 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
Principal legislación reguladora
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
offshore 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:

Cuentas Anuales 2024 | 141 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

• 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
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 a las grandes empresas que no
cotizan en bolsa que 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 de cero emisiones netas 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 N.º. 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

Cuentas Anuales 2024 | 142 | Grupo Repsol

Estados Financieros |  | Información general |  | Resultados |  | Estructura de capital y recursos financieros |  | Otros activos y pasivos |  | Flujos de efectivo |  | Otra información |  | Anexos

el cual extendió la vigencia de funcionamiento de la Asamblea Nacional
Constituyente al menos hasta el día 31 de diciembre del 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 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 Extraordinario 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
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 N.º 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 N.º 6.405 el
denominado Convenio Cambiario N.º 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 BCV 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. 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
BCV 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.
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 III “Medidas alternativas de rendimiento ” incluye la conciliación entre las magnitudes ajustadas y las correspondientes a la información financiera NIIF-UE
4 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.

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 principios de actuación –“Eficiencia, Respeto, Anticipación y Creación de valor”– y unas conductas de
Compañía –“Orientación a resultados, Responsabilización, Colaboración, Actitud emprendedora y Liderazgo inspirador”– 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 no financiera, 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) y la “Guía para la Elaboración del Informe de Gestión de las Entidades Cotizadas” de la CNMV.
Este informe ha de ser leído con las Cuentas Anuales consolidadas 2024, 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 de Repsol, que se describe en el Anexo II y en la Nota 3.6 “Segmentos de negocio”
de las Cuentas Anuales consolidadas 2024. 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. Se actualizan trimestralmente en la página web de Repsol (www.repsol.com). En el Anexo II se
presentan el Balance de situación, la Cuenta de pérdidas y ganancias y el Estado de flujos de efectivo preparados bajo el modelo de
Reporting del Grupo.
La información de sostenibilidad se presenta conforme a los requisitos de la Directiva de presentación de información sobre
sostenibilidad por parte de las empresas (Directiva CSRD por sus siglas en inglés) y las Normas Europeas de Información de
Sostenibilidad (NEIS) adoptadas a través de Acto Delegado de la Comisión Europea de 31 de julio de 2023. De manera adicional,
incluye la información requerida por la Ley 11/2018, así como los desgloses sobre las actividades medioambientales sostenibles
conforme a la Taxonomía de Finanzas Sostenibles. Adicionalmente y de manera voluntaria, este informe incorpora indicadores de
acuerdo con la Guía del Global Reporting Initiative (GRI). Esta información de manera conjunta conforma el Estado de Información
No Financiera e Información sobre Sostenibilidad incluido en el Anexo V.
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 4 .
La información prospectiva contenida en los diferentes apartados de este documento refleja los planes, objetivos, compromisos,
aspiraciones, previsiones o estimaciones de los administradores del Grupo a la fecha de su formulación. Estos se basan en
asunciones que son consideradas razonables a la fecha de su elaboración, 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 o esperado.

Informe de Gestión Integrado 2024 | 1 | Grupo Repsol

En Repsol llevamos años
alertando del deterioro
de la industria europea, que hoy
tiene cada vez más dificultades
para asumir los elevados costes
de producción y competir
en los mercados globales
Mensaje
del Presidente
Estimados accionistas:
A finales de 2024 inició su andadura la nueva Comisión Europea,
que ha situado el refuerzo de la competitividad de la industria
como una de sus prioridades para la legislatura recién iniciada.
Por primera vez, el Ejecutivo comunitario parece reconocer
la necesidad de frenar el declive de este sector e incluso se habla
d e reindustrializar con urgencia la Unión Europea (UE), un concepto
que parecía abandonado desde hace tiempo.
En Repsol llevamos años alertando del deterioro de la industria
europea, que durante décadas fue uno de nuestros principales
motores de prosperidad y hoy tiene cada vez más dificultades para
asumir los elevados costes de producción y competir en los
mercados globales. Tras la crisis del sector se encuentra la decisión
de la UE de centrar sus políticas solo en la reducción emisiones
de gases de efecto invernadero, un objetivo loable y necesario que
le ha llevado a liderar la lucha contra el cambio climático en el
mundo, pero que ha contribuido a frenar el desarrollo económico,
tecnológico e industrial del continente.
En los últimos años, la estrategia de descarbonización de la UE
se ha basado en la electrificación y el abandono de la producción
d e recursos energéticos que, como el petróleo y el gas, siguen siendo
necesarios para cubrir nuestras necesidades, lo que ha puesto en
peligro la seguridad del suministro y provocado un fuerte aumento
del precio de la energía. En la actualidad, el coste energético de una
r efinería o una planta química en España triplica el de Estados Unidos,
con un precio medio de 45 euros por megavatio hora (MWh), lo
que hace difícil que nuestros productos sean competitivos en
otras regiones.
La principal consecuencia de la crisis del sector industrial es que
la UE está perdiendo relevancia en los mercados globales. Desde
2010, el peso de la economía europea en el producto interior bruto
(PIB) mundial se redujo del 21,9% al 17,5%, cuando en ese mismo
periodo la aportación de Estados Unidos aumentó del 22,6% al
26,1%. Esto supone que, en poco más de una década, el diferencial
entre dos regiones con una población y un grado de desarrollo
similar se ha situado en casi nueve puntos. Hoy, el retroceso
de la industria afecta a todo el continente, incluida España, donde
la industria genera el 15,9% del PIB nacional, cuatro puntos menos
que a principios de este siglo.
La pérdida de tejido industrial no solo está poniendo en riesgo
el nivel de calidad de vida que hemos alcanzado en la UE, sino que
también supone una amenaza para la descarbonización del planeta.
La causa es el cierre de plantas en sectores como el a cero, el
cemento, la química o el refino en territorio europeo en los últimos
años, cuya producción se acaba trasladando a regiones del mundo
menos comprometidas con la lucha contra el cambio climático,
donde estos procesos industriales son menos eficientes, lo que
está provocando un aumento de las emisiones globales de dióxido
de carbono (CO 2).
Pese al evidente deterioro de la actividad industrial y, por
extensión, del empleo que se genera en sus sectores auxiliares,
las llamadas de atención de la industria llevaban años cayendo
en saco roto. Esta situación parece haber cambiado ahora
con la llegada de la nueva Comisión Europea, que ha asumido
públicamente la gravedad del problema y se ha comprometido
a reaccionar para reactivar el sector y restablecer la competitividad
perdida en las últimas décadas.
Medidas para revitalizar la industria
De momento, el sector sigue esperando mayor concreción. En su
estrategia económica para esta legislatura, denominada Brújula
de Competitividad, el nuevo Ejecutivo comunitario se ha limitado
a esbozar una serie de propuestas genéricas relacionadas con la
innovación, la simplificación administrativa y la descarbonización.
En los próximos meses, Ursula von der Leyen y su equipo tienen
por delante el enorme reto de traducir esta simple hoja de ruta
a medidas concretas, que permitan mejorar de forma inmediata
la situación de la industria europea.
En esta tarea, la referencia deben ser los informes que los ex primeros
ministros italianos Mario Draghi y Enrico Letta han elaborado sobre
competitividad y mercado único, donde proponen una amplia batería
de medidas para mejorar la falta de productividad, el principal
problema de la economía europea. Las propias palabras de Draghi
en su informe ponen de manifiesto la urgencia de acometer cambios
profundos si queremos garantizar el futuro de la UE: "The only way
to meet this challenge is to grow and become more productive,
preserving our values of equity and social inclusion. And the only way
to become more productive is for Europe to radically change.
Uno de los primeros pasos que la Comisión debe dar en esta
legislatura es avanzar con más decisión hacia el mercado único
europeo. La UE tiene 27 mercados diferentes, cada uno con sus
reglas fiscales, su sistema financiero, su política energética o su
modelo de innovación, así que cada país acaba aplicando la
legislación europea de forma desigual, en función de sus intereses
nacionales, lo que acaba desvirtuando el principio de reglas únicas
que debe imperar en Europa. Para competir con Estados Unidos
y China, la UE debe empezar a funcionar como un único Estado,
lo que supone unificar criterios y contar con políticas comunes
en temas estratégicos como la energía o la industria.

Informe de Gestión Integrado 2024 | 2 | Grupo Repsol

Otro objetivo prioritario debe ser incentivar la innovación
tecnológica. Solo cuatro firmas europeas figuran hoy entre las
cincuenta mayores compañías tecnológicas del mundo, y no
precisamente en los primeros lugares de la lista. La UE necesita
crear un ecosistema que impulse la I+D+i en todos los ámbitos
de la sociedad, desde la universidad a la empresa, y favorezca
el crecimiento de start-up tecnológicas, lo que evitaría su marcha
a Estados Unidos, donde encuentran un mercado financiero
mucho más dinámico y dispuesto a asumir riesgos.
En sus informes, Letta y Draghi coinciden en que, para aumentar
la productividad, la UE debe simplificar su extensa y compleja
regulación. En Europa, los trámites administrativos son mucho
más complejos que en Estados Unidos, lo que dificulta la puesta
en marcha de nuevas inversiones y la ejecución de proyectos
que son imprescindibles para alcanzar nuestros objetivos de
descarbonización. Además, desde el sector industrial llevamos
años pidiendo a Bruselas un entorno jurídico más estable y seguro,
en el que no se produzcan tantos cambios, especialmente si, como
sucede ahora, el 60% de las normas se aprueban sin un análisis
previo que cuantifique su impacto económico en cada sector.
La regulación europea no es solo excesiva, sino que además
tiende a prohibir más que a incentivar la inversión. El ejemplo
más evidente es la prohibición del motor de combustión a partir
de 2035, una decisión que está poniendo en peligro el futuro
del sector. Esta medida resulta, además, contraproducente
para la propia estrategia de descarbonización de la UE, ya que
desincentiva la investigación para mejorar la eficiencia de los
motores actuales y genera dudas en los consumidores a la hora de
cambiar de vehículo, lo que en el caso de España está provocando
un envejecimiento del parque automovilístico que pone en riesgo
la seguridad de los conductores, empeora los índices de calidad
del aire e incrementa las emisiones de CO 2.
Sin una industria fuerte y competitiva, la UE no podrá garantizar
su autonomía estratégica, ni en materia económica ni en el campo
de la seguridad. Como señala Draghi en su informe, es urgente
asegurar la cadena de suministros en tecnologías clave para
el futuro de nuestra economía, como los minerales críticos que
se usan para fabricar placas solares, electrolizadores o baterías
eléctricas, pero también fortalecer la capacidad industrial
europea en el sector de la defensa, que hoy se encuentra
demasiado fragmentada.
Apuesta por la neutralidad tecnológica
Para que nuestra industria pueda volver a competir en igualdad de
condiciones en los mercados globales, la UE debe adecuar su
legislación a la realidad del sector, de forma que las decisiones
regulatorias se basen en los avances de la tecnología, y no en
planteamientos ideológicos, como venía ocurriendo hasta ahora.
En este sentido, una de las principales recomendaciones realizadas
por Mario Draghi en su informe sobre la competitividad es que
la UE debe apostar por el concepto de neutralidad tecnológica
y fomentar el uso de todo de tipo de tecnologías para descarbonizar
su economía. Se trata de combinar la electrificación con el uso de
otras fuentes energéticas, lo que nos permitiría seguir reduciendo
emisiones de CO 2 y, al mismo tiempo, garantizar el suministro de
todas las energías que la sociedad necesita a precios asequibles.
Este es precisamente el modelo de descarbonización que en Repsol
llevamos años defendiendo y que el año pasado plasmamos
en nuestra actualización estratégica 2024-2027. Nuestro objetivo
es aprovechar todas las oportunidades que ofrece la transición
energética, de ahí que estemos apostando por el desarrollo de
diferentes fuentes energéticas, como los combustibles renovables,
el hidrógeno, el biogás, la energía solar y la fotovoltaica. Y todo ello
sin renunciar a nuestros activos convencionales, el petróleo y el gas
natural, haciendo más eficiente la exploración, la producción y
La nueva Comisión Europea
debe cambiar radicalmente
sus políticas y diseñar un marco
regulatorio estable que incentive
y dé seguridad a las inversiones
del sector industrial
el consumo de estos combustibles, ya que, como Letta señala en
su informe, van a seguir siendo necesarios durante muchos años
para cubrir las necesidades energéticas de la sociedad europea.
Además, esta estrategia nos permitirá crear nuevas cadenas de
valor basadas en la economía circular, que pueden servir de palanca
para incentivar la actividad industrial, generar nuevos empleos
e impulsar la economía en zonas rurales de la España vaciada. En
Repsol ya estamos utilizando residuos orgánicos como el aceite
de cocina usado para fabricar combustibles 100% renovables,
que son compatibles con los motores de combustión de nuestros
coches y van a ser fundamentales para descarbonizar el transporte
pesado de mercancías por carretera o el sector de la aviación.
La producción de combustibles renovables es un buen ejemplo
de la profunda transformación que está experimentando nuestra
industria, un proceso que va a demandar el apoyo de las
instituciones europeas. Por eso, uno de los grandes retos de la
Comisión Europea será diseñar una política financiera que permita
movilizar los enormes recursos que van a ser necesarios. Además,
estos recursos no deben servir solo para crear nuevos sectores,
sino también para ayudar a descarbonizar la industria tradicional,
sobre todo aquellas actividades más intensivas en energía,
como la siderurgia, el cemento, la química o el refino, que son
indispensables para garantizar nuestra autonomía estratégica.
Hacia un nuevo concepto de sostenibilidad
La UE lleva décadas liderando la lucha contra el cambio climático
en el mundo, pero lo ha hecho a costa de debilitar su industria,
una de las columnas vertebrales de su crecimiento. De ahí la
urgencia de que la nueva Comisión Europea, de forma inmediata
y sin más dilaciones, cambie radicalmente sus políticas y diseñe
un marco regulatorio estable que incentive y dé seguridad a las
inversiones de este sector. Es hora de pasar a la acción, de apostar
por un nuevo concepto de sostenibilidad que no solo se centre
en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero,
sino que también incluya propuestas para crear una economía
más competitiva, ágil e innovadora, que pueda seguir generando
riqueza y oportunidades de empleo para las nuevas generaciones.
Desde Repsol vamos a seguir trabajando en este modelo de
desarrollo, convencidos de que garantizar a empresas y ciudadanos
el suministro de todos los tipos de energía que puedan necesitar
es la mejor forma de contribuir al progreso de nuestra sociedad.
Gracias a todos por su confianza.
Antonio Brufau Niubó
Presidente

Informe de Gestión Integrado 2024 | 3 | Grupo Repsol