Repsol 2014: Resultados, crecimiento y nuevos retos

Magnitudes básicas ......................... 4
Carta del Presidente..........................6
Carta del Consejero Delegado......... 8
Hitos................................................. 10
La acción de Repsol ........................20
Consejo de Administración............ 22
Grupo Repsol ............................. 24
Entorno.............................................26
Resultados.........................................32
Situación financiera......................... 36
Evolución previsible..........................38
Áreas de negocio....................... 42
Upstream..........................................46
Downstream....................................84
Áreas corporativas....................96
Personas...........................................98
Seguridad y medio ambiente........ 102
I+D.................................................. 108
Responsabilidad corporativa......... 116
Tabla de conversiones ................... 118
Glosario de términos ..................... 119
Índice

4 5
2 13
2013
5.358
2012
7.432
2014
1.935
28% 64%
0,5
1
1,5
2
0,96
1,96
Inversión en I+D
90
Inversión social
32,4
1,1% 10,4%
1.343
1.707
+27,1%
2 14 2012 2013 2014 2012 2013 2014
346
+4%
332 355
+2,5%
Repsol Dividendo Flexible
Dividendo
1,12
24.214
2012 2013 2014
23.995 24.460
Magnitudes básicas
Deuda neta Producción de hidrocarburos Retribución total percibida Plantilla gestionada
Aportación a la sociedad
Resultado neto ajustado
Millones de euros Miles de barriles equivalentes de petróleo/día Euros por acción
Repsol Dividendo Flexible
Dividendo
Personas
Millones de euros
Millones de euros
7.432
1.343
1.707
28%
+27,1%
+4% +2,5%
64%
5.358 1.935
332 346 355
23.995
90
1,1% 10,4%
32,4
Inversión en I+D Inversión social
24.214 24.460
2012
2012 2012
2012 2013 2014
1,12
0,96
1,96
0,5
1
1,5
2
2013 20132014 2014
2013 2014

6 7
pese a que se ha desarrollado en un contexto adverso
caracterizado por la brusca caída –a la mitad–
de los precios del crudo. En este entorno, Repsol
ha demostrado la fortaleza de sus negocios
y la complementariedad entre las áreas de Exploración
y Producción (Upstream) y Refino, Márketing y
Química (Downstream), además de la solidez
que le otorga su participación financiera en Gas
Natural Fenosa. Todo ello ha permitido cerrar
el ejercicio con un balance claramente por encima
de nuestros pares en el sector.
No me gustaría concluir esta carta sin mencionar
un hecho del mayor interés y relevancia para nuestra
empresa. Me refiero a la nueva estructura
organizativa y, especialmente, al nombramiento
de Josu Jon Imaz como Consejero Delegado
y, por lo tanto, encargado de la gestión del día a día
y de generar nuevas oportunidades de crecimiento.
Estoy convencido de que se trata del mejor
profesional capaz de liderar los nuevos retos
y oportunidades que se nos presentarán en el futuro.
Señores accionistas, antes de despedirme, deseo
darles las gracias, así como también a todos
los trabajadores de Repsol por el esfuerzo
y el apoyo que han mostrado durante 2014.
Los logros alcanzados no serían posibles sin el
estímulo de todos ustedes. Nuestro futuro próximo,
con una Repsol más grande y sólida, resulta mucho
más apasionante. Espero seguir contando
con todos ustedes para que nos acompañen en este
proyecto al que dedicamos todo nuestro esfuerzo.
carta del PRESIDENTE
Queridos accionistas,
Como cada año, me dirijo a ustedes para darles
cuenta de los acontecimientos más relevantes
de nuestra compañía, en esta ocasión
de los que han tenido lugar durante el ejercicio
2014 y los primeros meses del presente 2015.
Al igual que el pasado año, me complace
dirigirme a ustedes con la satisfacción que produce
el trabajo cumplido.
Durante 2014 culminó el esfuerzo realizado
en los dos ejercicios anteriores y conseguimos
una justa compensación por la expropiación
de YPF. A través de un rápido y exitoso proceso
de liquidación total de nuestra presencia
en Argentina, Repsol obtuvo más de 6.300 millones
de dólares, lo que resultó ampliamente celebrado
por el mercado y redundó en importantes
beneficios directos para nuestra empresa y todos
sus accionistas.
Carta del Presidente
En este sentido, los ingresos procedentes de esta
operación, unidos al cobro restante de la desinversión
de los activos de GNL, culminada en enero de 2014,
reforzaron la ya importante solidez financiera
de nuestra compañía y permitieron repartir entre todos
ustedes un dividendo extraordinario de un euro
por acción, que sumado al dividendo ordinario,
ha supuesto una rentabilidad del 12,6%, la mayor
de nuestras comparables europeas y del Ibex 35.
En la carta dirigida a ustedes con motivo de la
Junta General de Accionistas del año pasado,
tuve la satisfacción de adelantarles que, tras
la compensación obtenida por YPF, se abrirían
ante nosotros grandes oportunidades y que nuestra
compañía iba a aprovecharlas para, con el mayor
entusiasmo y rigor posibles, emprender una nueva
etapa de crecimiento y menor incertidumbre.
En los últimos meses hemos dado los pasos
definitivos en esa dirección. Tras analizar más
de 300 activos y empresas de todo el mundo
y de meses de intensas conversaciones, el pasado
diciembre cerramos el acuerdo de adquisición
de Talisman Energy, compañía canadiense altamente
complementaria con activos estratégicos de gran
valor en exploración y producción de hidrocarburos
en países de la OCDE e Indonesia.
Con esta operación, Repsol concentra su foco
de actuación en Norteamérica, donde situará
el 58% del capital empleado en el área de exploración
y producción, al tiempo que ha desaparecido
nuestra presencia en Argentina.
Señores accionistas, la compra de Talisman
es mucho más que una adquisición corporativa.
Se trata de una operación transformadora
que convierte a Repsol en uno de los grandes
operadores a nivel mundial, con una sólida posición
en países geopolíticamente estables y con alto
potencial de crecimiento. Se trata de una oportunidad
única para acelerar nuestros planes estratégicos.
En líneas generales, se puede afirmar que 2014
ha resultado un buen ejercicio para Repsol,
Antonio Brufau Niubó
Presidente Ejecutivo

8 9
–impulsados estos últimos por las medidas aplicadas
en nuestro Plan de Competitividad–, así como por los
mayores volúmenes comercializados y el incremento
de los márgenes de gas en Norteamérica. Estos
resultados siguen demostrando la calidad de nuestros
activos, más aún tras la puesta en marcha de los
grandes proyectos de inversión acometidos durante
los últimos años en Cartagena y Bilbao.
En enero de 2014 se completó la desinversión
de los activos de GNL y en mayo se procedió
al cobro de la compensación acordada
por la expropiación del 51% de YPF y a la venta
de las acciones no expropiadas, lo que supuso
unos ingresos de 6.313 millones de dólares.
Los importes procedentes de estas operaciones
reforzaron notablemente nuestra solidez financiera
y nos permitieron aumentar la retribución
a todos nuestros accionistas y afrontar nuevas
oportunidades de crecimiento, como la compra
de la compañía Talisman Energy.
Esta operación, valorada en 13.000 millones
de dólares (8.300 millones correspondientes al precio
de la adquisición y 4.700 millones asociados
a la deuda) resulta transformadora e ilusionante,
ya que duplica la actividad de Repsol como productor
y supone la creación de un grupo ampliamente
diversificado con activos de primera calidad en áreas
de gran potencial, y en el que la gestión integrada
de las personas, la actividad y el portafolio se
convertirán en elementos clave para la creación de valor.
Señores accionistas, cuenten con mi máxima
disposición y esfuerzo para seguir haciendo de Repsol
una compañía más fuerte, sólida y responsable.
Muchas gracias.
Estimados accionistas,
Antes de entrar en detalles sobre la cuenta
de resultados del ejercicio 2014, quisiera subrayarles
que formar parte de una compañía como Repsol
y hacerlo, desde hace un año, como Consejero
Delegado, me llena de orgullo y exigencia, y espero
cumplir con las elevadas expectativas que genera
esta responsabilidad.
Apoyado en la fortaleza de su modelo de negocio
integrado, Repsol obtuvo en 2014 un beneficio
neto de 1.612 millones de euros, cifra muy superior
a la del año anterior –en que realizamos
saneamientos extraordinarios derivados de la
expropiación de YPF– y que resulta especialmente
significativa si tenemos en cuenta el impacto
negativo (en más de 600 millones de euros)
carta del consejero delegado
Josu Jon Imaz San Miguel
Consejero Delegado
Carta del
Consejero Delegado
de la menor valoración de nuestros inventarios
como consecuencia de la caída del precio del crudo.
Con todo, el beneficio neto ajustado, que mide
específicamente la marcha de los negocios
de la compañía, aumentó un 27% respecto al año
anterior y superó los 1.700 millones de euros.
En paralelo a la mejora de los resultados
económicos, las magnitudes básicas de nuestra
compañía continuaron con su senda de avance.
Para el caso de la producción de hidrocarburos,
el incremento medio fue del 2,5% anual,
hasta alcanzar los 355.000 barriles equivalentes
de petróleo al día. Resultó muy significativa
la nueva producción proveniente de Bolivia,
Brasil, Perú, Rusia y Estados Unidos.
Hay que destacar que con la puesta en marcha
de los proyectos de Kinteroni (Perú) y del campo
Sapinhoá (Brasil), hemos iniciado la producción
en siete de los diez proyectos clave fijados
en nuestro Plan Estratégico 2012-2016.
En lo que se refiere a las reservas de hidrocarburos,
por quinto año consecutivo nuestra compañía registró
crecimientos de tres dígitos. En 2014 la tasa
de reemplazo de reservas fue del 118%, consolidando
la tendencia de los últimos años, que sitúa a Repsol
entre las empresas más exitosas del sector.
Durante 2014, Repsol realizó 12 descubrimientos
en los 34 pozos perforados (incluidos sondeos
de evaluación), lo que supone un porcentaje de
éxito exploratorio del 35%, por encima también
de la media de la industria.
En un ejercicio como el pasado, en el que el precio
del crudo sufrió un brusco descenso, una vez
más nuestra actividad de Downstream contribuyó
eficazmente a la fortaleza y resistencia de la cuenta
de resultados.
El negocio de Downstream consiguió un resultado
de 1.012 millones de euros (calculado en base
a la valoración de los inventarios a coste
de reposición), fundamentalmente por la buena
evolución de los márgenes de refino y química

10 11
El 15 de diciembre de 2014 Repsol dio un paso decisivo
para su transformación en uno de los principales
grupos energéticos del mundo, al alcanzar un acuerdo
para la adquisición de la empresa canadiense Talisman
Energy por un importe de 8.300 millones de dólares.
Esta operación es la mayor realizada por una compañía
española en el último lustro.
La Junta de Accionistas de Talisman, reunida el 18
de febrero de 2015 en sesión especial, aprobó el acuerdo
alcanzado con Repsol para la compra del 100%
de la compañía canadiense con el voto a favor de más
del 99% de los presentes o representados.
Esta adquisición reforzará la actividad de exploración
y producción de hidrocarburos de Repsol, motor
de crecimiento de la compañía, diversificando
y mejorando la calidad de los activos y potenciando
su capacidad de crecimiento en países de alta
estabilidad geopolítica.
El acuerdo con Talisman es el resultado de un
análisis exhaustivo de más de 100 compañías
y activos en todo el mundo. En todas sus vertientes,
Talisman siempre ha sido la mejor opción por la
excelente calidad de sus activos, cuyo valor crecerá
con la capacidad y el apoyo de Repsol.
La compra de Talisman se financiará con caja propia,
fundamentalmente obtenida de la recuperación del valor
de YPF tras su expropiación (6.313 millones de dólares),
junto con otras fuentes de liquidez disponibles.
Talisman se dedica a la exploración, desarrollo,
producción, transporte y comercialización de crudo,
gas natural y otros hidrocarburos líquidos, concentrando
la mayor parte de su actividad en dos áreas: América
(Estados Unidos, Canadá y Colombia) y Asia-Pacífico
(Australia, Timor Oriental, Indonesia, Malasia,
Papúa Nueva Guinea y Vietnam). También tiene activos
en Reino Unido, Noruega, Argelia y Kurdistán.
Tras el cierre de la operación, Norteamérica
aumentará su peso en Repsol, al suponer casi
el 50% del capital empleado en el área de exploración
y producción de hidrocarburos de la compañía.
El peso del capital empleado en Latinoamérica
se reducirá del 50% al 22%. La incorporación
de Talisman incrementará notablemente
la producción y el volumen de reservas probadas
de Repsol. El grupo resultante estará presente
en más de 50 países y superará los 27.000 empleados,
duplicando la plantilla del negocio de Upstream.
Adquisición
de Talisman
Energy
Operación
transformadora
e ilusionante
Hitos 2014
HITOS

12 1312 13
El Consejo de Administración de Repsol aprobó
el 30 de abril de 2014, a propuesta de su Presidente,
Antonio Brufau, y con el informe favorable
de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones,
una importante remodelación de la estructura
de su equipo directivo encaminada a liderar
los nuevos retos y oportunidades de la compañía.
En esta nueva organización destaca el nombramiento
como Consejero Delegado de Repsol de Josu Jon
Imaz San Miguel, hasta la fecha Director General
del Área Industrial. La compañía refuerza así la
gestión de todos sus negocios y áreas corporativas,
con el objetivo de generar nuevas oportunidades
de crecimiento de acuerdo con sus principios
de rentabilidad, responsabilidad, sostenibilidad y futuro.
La nueva estructura organizativa responde a las
señas de identidad de la cultura Repsol, al apoyarse
en profesionales de la empresa, con amplia
formación externa e interna, altamente cualificados,
con gran conocimiento del sector energético
y su entorno, y una visión compartida sobre los
retos futuros de la compañía.
En mayo de 2014, Josu Jon Imaz se integró en el
Consejo de Administración de Repsol, ocupando
la vacante dejada por Paulina Beato Blanco,
hasta entonces consejera independiente. Otro
de los cambios en el principal órgano rector de la
compañía fue la dimisión de Pemex Internacional
España tras la venta de su participación en Repsol
y el nombramiento en enero de 2015 del experto
internacional del mercado energético John Robinson
West como consejero independiente.
HITOS
El 27 de febrero de 2014, tras un proceso de reclamación
de meses, se alcanzó un Convenio de Solución
Amigable y Avenimiento de Expropiación para la
compensación por la expropiación del 51% del capital
de YPF e YPF Gas por parte de la República Argentina.
En virtud del acuerdo, Argentina reconoció a favor
de Repsol un derecho de crédito, firme y autónomo,
de 5.000 millones de dólares como indemnización
por la citada expropiación.
Para el pago de esa compensación, se entregó
a Repsol una cartera de títulos de deuda pública
de la República Argentina por un valor total nominal
de 5.317 millones de dólares. Estos títulos fueron
posteriormente vendidos en su totalidad a J.P. Morgan
Securities a un precio de 4.997 millones
de dólares, quedando extinguida la totalidad de la
deuda reconocida por la República Argentina.
Por otra parte, Repsol vendió un 12,38% de su
participación en YPF no sujeta a expropiación,
mayoritariamente a inversores institucionales
extranjeros, por importe de 1.316 millones de dólares.
El conjunto de estas operaciones en YPF e YPF Gas
supuso unos ingresos de 6.313 millones de dólares.
Los ingresos procedentes de estas desinversiones
han reforzado la solidez financiera de Repsol,
lo que ha sido reconocido con mejoras en la
calificación crediticia; han permitido incrementar
la retribución a los accionistas (distribución de un
dividendo extraordinario a cuenta de un euro bruto
por acción); y han aportado recursos financieros
destinados a la generación de nuevas oportunidades
de crecimiento, como la adquisición de la petrolera
canadiense Talisman.
Monetización
de la
compensación
por YPF
Aprobación
de una nueva
estructura
directiva
Ingresos
de 6.313 millones
de dólares
Nombramiento
de Josu Jon Imaz
como Consejero
Delegado
Hitos 2014 Hitos 2014

14 15
El área de Downstream de Repsol, especializada
en el suministro y trading de crudos y productos,
el refino de petróleo, la comercialización de derivados
del petróleo y la producción y venta de productos
químicos, mejoró su resultado en un 111% en 2014,
hasta los 1.012 millones de euros. El aumento
del beneficio se debió fundamentalmente a la
evolución favorable de los márgenes de refino
y química, y a los planes de eficiencia y competitividad
de ambos negocios, así como a los mayores volúmenes
comercializados y al incremento de los márgenes
de gas en Norteamérica.
Estos resultados siguen demostrando la calidad
de los activos de Repsol, más aún tras la puesta
en marcha de los grandes proyectos de refino en
Cartagena y Muskiz (Bilbao), permitiendo mantener
a Repsol en posiciones de liderazgo entre sus
competidores europeos en términos de margen
integrado de refino y márketing.
Uno de los elementos fundamentales de la estrategia
de Repsol es el desarrollo integrado de sus negocios
de Upstream y Downstream. Esta integración
se traduce en evidentes ventajas y sinergias
corporativas, como una mayor estabilidad en los
resultados, favoreciendo el cumplimiento de los
objetivos de retribución atractiva para el accionista
y de fortaleza financiera.
El negocio de Downstream se ha vuelto a convertir
en un gran generador de caja neta, una vez finalizado
con éxito el periodo de inversiones en sus activos, que
ha permitido incrementar la capacidad de conversión
y la eficiencia operativa del sistema de refino de Repsol.
Se mantienen como prioridades de gestión la eficiencia
energética, la seguridad en las operaciones y el máximo
respeto al medio ambiente.
En un contexto difícil, marcado por la caída de los
precios del crudo en la segunda mitad del ejercicio,
el área de Exploración y Producción (Upstream)
de Repsol volvió a demostrar su fortaleza en 2014.
La producción neta de hidrocarburos aumentó
por cuarto año consecutivo, en concreto un 2,5%,
hasta alcanzar los 355.000 barriles de petróleo al día.
Este incremento se debió principalmente a la conexión
de nuevos pozos en Sapinhoá (Brasil), a la puesta
en producción de Kinteroni (Perú) y de la segunda
fase de Margarita (Bolivia), y al desarrollo del campo
Syskonsininskoye (Rusia), y permitió compensar
la menor producción en Libia como consecuencia
de los problemas de seguridad existentes en el país.
La tasa de reemplazo de reservas probadas se situó
en el 118%. El promedio de los tres últimos años se
aproxima al 200%. Al final del ejercicio, la cifra de
reservas probadas ascendía a 1.539 millones de barriles
equivalentes de petróleo, con una incorporación
de 153 millones de barriles equivalentes de petróleo
procedentes sobre todo de Perú, Brasil, Trinidad
y Tobago y Estados Unidos.
Además, se mantuvo el esfuerzo inversor en exploración:
durante el ejercicio se finalizaron 24 sondeos
exploratorios, de los cuales 4 resultaron positivos
y 6 permanecen en evaluación, así como 10 sondeos
de evaluación, de los cuales 8 fueron exitosos. Cabe
destacar los descubrimientos realizados en los sondeos
León y Buckskin-2 (Estados Unidos), Seat-2 (Brasil),
Gabi-1 y K-3 (Rusia), Qugruk 5 y 7 (Alaska) y TB-14
(Trinidad y Tobago). Los más de 40 descubrimientos
logrados desde 2007, entre los que se incluyen ocho
de los mayores hallazgos a nivel mundial, constatan
el éxito exploratorio de Repsol y aseguran la creación
de proyectos que respaldarán este crecimiento en los
próximos años.
HITOS
Upstream:
más producción
y nuevos
descubrimientos
Downstream:
excelencia operativa
y mejora de los
márgenes
Tasa
de reemplazo
de reservas
del 118%
Generador
de caja neta
Hitos 2014Hitos 2014

16 17
Repsol celebró el 12 de mayo de 2014 el 25 aniversario
de su salida a Bolsa. La compañía comenzó
a cotizar el 11 de mayo de 1989 simultáneamente
en el mercado continuo español y en el New York
Stock Exchange (NYSE), e incorporó en ese momento
a unos 380.000 accionistas minoritarios, además
de inversores institucionales internacionales.
En la actualidad, Repsol cuenta con cerca de medio
millón de pequeños inversores que representan,
aproximadamente, el 12% de su capital. En estos
25 años, Repsol ha abonado en concepto
de dividendos más de 16.000 millones de euros.
Desde su salida a Bolsa, Repsol ha pasado de ser
una compañía de refino fundamentalmente española
a convertirse en un referente energético internacional
con presencia en más de 50 países, una actividad
muy diversificada y con una de las tasas de reemplazo
de reservas más alta de la industria.
Repsol mantiene una fluida relación con sus accionistas
minoritarios basada en la trasparencia y la participación
a través de iniciativas como “Repsol en acción”.
Gracias a esta comunidad, los 40.000 accionistas
registrados tienen a su alcance en todo momento
la información más relevante de la compañía
y ventajas exclusivas ligadas a sus rasgos de identidad
más característicos, como el mundo del motor,
el turismo y la gastronomía, la innovación tecnológica
y promociones relacionadas con su negocio.
Desde 2014, los accionistas minoritarios también
disponen de otra iniciativa única entre las compañías
energéticas españolas, un Comité Consultivo creado
a instancias del Consejo de Administración de Repsol
con el objetivo de tener un canal bidireccional
de interlocución directa. El Comité Consultivo está
formado por 14 miembros y se reúne con carácter
ordinario al menos cuatro veces al año.
Conmemoración
de los 25 años
en Bolsa
Cerca de 500.000
pequeños inversores
Hitos 2014
A 31 de diciembre de 2014, un total de 24.460 empleados
pertenecían a sociedades gestionadas directamente
por Repsol, más de 17.000 de ellos en España. La plantilla
gestionada se incrementó en 246 personas respecto
a 2013, ejercicio en el que ya había aumentado en 219
trabajadores. El porcentaje de empleados de la compañía
que tiene un contrato fijo se ha mantenido constante
los últimos tres años en un 91%.
La compañía invirtió 18 millones de euros en la
formación de sus empleados. Durante el ejercicio
aumentó el número de personas formadas en un
19% y el de horas de formación, en un 11%.
Se sigue impulsando la integración de personas
con capacidades diferentes, implicando también
a los proveedores y contratistas. Repsol finalizó 2014
con 674 trabajadores con capacidades diferentes,
que representan el 2,8% de la plantilla.
El compromiso social de la compañía se aprecia
también en el impulso de medidas alternativas
de generación de empleo a personas con capacidades
diferentes a través de la contratación de bienes y servicios
a empresas consideradas centros especiales de empleo
(CEE). Repsol realizó compras en España a 43 CEE
por un importe de 3,8 millones de euros en 2014.
Repsol lleva a cabo la inversión social a través de los
negocios y áreas corporativas, de sus dos fundaciones
(Fundación Repsol y Fundación Repsol Ecuador)
y de las acciones de voluntariado en las que participan
los empleados. En 2014, el gasto en inversión social
ascendió a 32 millones de euros, de los cuales
26 millones fueron contribuciones voluntarias que
se destinaron principalmente a desarrollo comunitario,
educación y formación. Durante el ejercicio, la inversión
social voluntaria se incrementó en un 5,8%.
A lo largo de 2014, Repsol contó con la colaboración
de 19.692 proveedores y contratistas procedentes
de 86 países diferentes. España es el país donde Repsol
ha colaborado con más proveedores, casi 9.100.
Más generación
de empleo
e inversión social
Casi 20.000
proveedores,
la mitad
en España
Hitos 2014
HITOS

18 19
El Centro de Tecnología Repsol es el corazón científico
y tecnológico desde donde la compañía centraliza sus
actividades de I+D. Se trata del centro de investigación
privado más grande de España y su misión es crear valor
y conocimiento propio. En este complejo, donde trabajan
más de 400 investigadores y técnicos, se desarrollan
investigaciones en exploración y producción, refino,
combustibles, química y energías alternativas.
En 2014, la compañía invirtió 82 millones de euros
en actividades de I+D ejecutadas directamente en el
Centro de Tecnología Repsol, a los que hay que sumar
otros 8 millones en proyectos llevados a cabo en diferentes
unidades de negocio. Repsol mantiene una política activa
de colaboración con centros de tecnología, universidades
públicas y privadas y empresas, tanto nacionales
como internacionales. El presupuesto destinado a este
tipo de acuerdos ascendió a más de 24 millones de euros.
Repsol ha culminado el proyecto Excalibur, una
herramienta de generación de modelos y propuestas
de optimización de los planes de desarrollo de yacimientos
creada íntegramente por Repsol. Como consecuencia
de los avances de Excalibur, ha comenzado el proyecto
Pegasus, que consiste en desarrollar tecnología cognitiva
para su aplicación en las actividades de exploración
y producción, en colaboración con IBM.
Repsol ha presentado dos patentes europeas en el marco
del proyecto AutoGas Liquid Direct Injection, en el
que, mediante la fabricación de un coche prototipo,
ha conseguido demostrar que el AutoGas en motores
de inyección directa en fase líquida cumple la exigente
normativa de emisiones Euro 6c, exigible en 2017.
Por último, HEADS (Hydrocarbon Early and Automatic
Detection System) es un sistema capaz de detectar
de manera temprana la presencia de hidrocarburos
en el mar e incrementar la seguridad en las operaciones.
Esta iniciativa se desarrolló en colaboración con Indra
en el Centro de Tecnología Repsol y en la actualidad se
encuentra operativa en dos instalaciones de la compañía.
Referentes
en investigación
e innovación
90 millones
de euros
de inversión
Hitos 2014
La temporada 2014 fue muy especial para Repsol. A los
éxitos deportivos de Marc y Álex Márquez, así como
de Toni Bou, se sumó la conmemoración del vigésimo
aniversario de la alianza entre Repsol y Honda en la
máxima categoría del Mundial de Motociclismo.
Se trata de la vinculación más duradera en la historia
del Mundial de Motociclismo entre un patrocinador
y un fabricante, y ha dado, además de muchos frutos
deportivos, un alto desarrollo tecnológico. Repsol
y Honda firmaron su alianza en febrero de 1995
y establecieron una relación de confianza que ha
propiciado una combinación perfecta entre moto,
gasolina y lubricante.
Precisamente en 2014 ambas compañías prolongaron
su alianza hasta 2017. Para Repsol, la estrecha
colaboración con Honda es un estímulo para desarrollar
productos para una competición tan exigente
como la categoría reina del Mundial de Motociclismo,
que después se ponen al servicio de los consumidores.
Marc y Álex Márquez, apoyados por Repsol desde hace
años, hicieron historia al convertirse en los primeros
hermanos que se proclaman Campeones del Mundo
en una misma temporada, en concreto en las categorías
de MotoGP y Moto3, respectivamente.
Toni Bou protagonizó otro de los éxitos deportivos
de la temporada. El piloto de trial ha sido el único
capaz de ganar 17 mundiales en la historia de esta
especialidad, el último en marzo de 2015. Además,
Repsol continúa firme en su compromiso con el deporte
base y los jóvenes a través del patrocinio del FIM CEV
Repsol, antesala del Campeonato del Mundo, y de la
escuela de mecánicos, ingenieros y pilotos Monlau Repsol.
En sus más de 45 años de historia en las competiciones
de motor más exigentes, Repsol ha diseñado y producido
el carburante y lubricante de equipos ganadores que
han participado en el Mundial de Motociclismo,
en el Rally Dakar y en el Campeonato del Mundo de Trial,
entre otras competiciones.
Nuevos éxitos
deportivos
y tecnológicos
20 años
de alianza
con Honda
Hitos 2014

20 21
La acción de Repsol
En 2014, el comportamiento de los
principales mercados europeos
estuvo marcado por la volatilidad
causada por la incertidumbre
macroeconómica y la evolución
de los precios del crudo. El índice
Ibex 35 cerró con una revalorización
del 3,7%, tras perder un 6,6%
en la segunda mitad del año.
Durante el ejercicio, el Brent y el
West Texas Intermediate (WTI),
principales crudos de referencia,
perdieron un 44% y un 46%,
respectivamente. Esta caída se
vio acentuada tras la reunión de la
OPEP del mes de noviembre, en la
que esta organización decidió
mantener las cuotas de producción.
La exitosa monetización de los
bonos recibidos en compensación
por YPF impulsó la cotización
de Repsol durante el primer
semestre del año. La compañía
abonó el 6 de junio de 2014 un
dividendo extraordinario a cuenta
de los resultados del ejercicio de un
euro por acción. Durante el segundo
semestre, la caída de los precios
del crudo se tradujo en un descenso
de las cotizaciones del sector.
Repsol finalizó el ejercicio con una
disminución del 15,1%, mientras
que sus comparables del sector
petrolero europeo se devaluaron
de media más de un 16%.
La resistencia a entornos de precios
más desfavorables que otorga
la integración entre el Upstream
y el Downstream de Repsol ha
permitido a la compañía este mejor
comportamiento en un entorno
de caída de los precios. Además,
Repsol se situó entre las mejores
compañías del sector en rentabilidad
total para el accionista, con la mayor
rentabilidad por dividendo de entre
todos sus comparables.
Retribución al accionista
Repsol tiene el compromiso
de mantener una retribución
atractiva para sus accionistas,
en línea con la de ejercicios
anteriores y en función de la
“Repsol Dividendo Flexible”, y un
dividendo extraordinario a cuenta
de los resultados del ejercicio
de 1 euro bruto por acción.
En consecuencia, Repsol pagó
en 2014 un importe total de 1.712
millones de euros a los accionistas
y les entregó 47.800.482 acciones
nuevas, por un importe equivalente
de 876 millones de euros.
Asimismo, en enero de 2015,
en el marco del mismo programa
y en sustitución del que hubiera
sido el dividendo ordinario
a cuenta del ejercicio, Repsol
desembolsó en efectivo 245
millones de euros (0,472 euros
brutos por derecho) a aquellos
accionistas que optaron por
vender sus derechos de asignación
gratuita a la compañía y retribuyó
con 24.421.828 acciones, por un
importe equivalente de 392
millones de euros, a aquellos
que optaron por recibir acciones
nuevas de la sociedad.
evolución de sus negocios y sus
resultados operativos.
En 2012, Repsol puso en marcha,
por primera vez, el programa
de retribución al accionista
denominado “Repsol Dividendo
Flexible”, que permite a los
accionistas elegir entre recibir
parte o la totalidad de su retribución
en acciones liberadas
de la sociedad o en efectivo
mediante la venta de los derechos
de asignación gratuita que reciban,
bien en el mercado al precio
de cotización de los mismos,
bien a la propia compañía.
La retribución de 1,96 euros
por acción en 2014 incluye el importe
del compromiso irrevocable
de compra de derechos de asignación
gratuita asumido por Repsol
en las dos ampliaciones de capital
liberadas cerradas en enero y julio
de 2014 (0,477 y 0,485 euros brutos
por derecho, respectivamente),
en el marco del programa
(1)
Incluye los dividendos pagados y el precio
fijo garantizado por Repsol para los derechos
de adquisición gratuita dentro del programa
"Repsol Dividendo Flexible".
(2)
Precio de cotización por acción al cierre del
ejercicio en el Mercado Continuo de las Bolsas
de Valores españolas.
(3)
Precio de cotización de la acción al cierre
por número de acciones en circulación.
(4)
Precio de cotización de la acción al cierre /
beneficio por acción atribuido a la sociedad
dominante.
(5)
Retribución por acción de cada ejercicio /
cotización al cierre del ejercicio.
principales indicadores bursátiles 2013 2014
Retribución al accionista (euros/acción)(1)
0,96 1,96
Cotización al cierre del ejercicio (euros)(2)
18,32 15,55
Cotización media del ejercicio (euros) 17,54 18,40
Precio máximo del periodo (euros) 19,78 20,91
Precio mínimo del periodo (euros) 15,15 15,55
Número de acciones en circulación a cierre del periodo (millones) 1.302 1.350
Capitalización bursátil al cierre del periodo (millones de euros)(3)
23.861 20.990
PER(4)
122,1 13,2
Rentabilidad por dividendo pagado(%)(5)
5,2 12,6
Por último, en el marco
del programa “Repsol Dividendo
Flexible” y en sustitución
del tradicional dividendo
complementario del ejercicio,
el Consejo de Administración
ha acordado proponer a la Junta
de Accionistas una ampliación
de capital con cargo a reservas
voluntarias procedentes
de beneficios no distribuidos
equivalente a una retribución
al accionista de unos 0,50
euros por acción.
40
50
60
70
80
90
100
110
120
2014
BRENT
La acción de Repsol y el Brent
Base 100
2015

22 23
Consejo de Administración
Presidente
Antonio Brufau Niubó
Presidente de la Comisión Delegada
Vicepresidente primero
Isidro Fainé Casas
Consejero Externo Dominical
Vocal de la Comisión Delegada
Vicepresidente segundo
Manuel Manrique Cecilia
Consejero Delegado
Josu Jon Imaz San Miguel
Consejeros
Artur Carulla Font
Consejero Externo Independiente
Presidente de la Comisión
de Nombramientos y Retribuciones
Consejero Independiente Coordinador
Luis Carlos Croissier Batista
Vocal de la Comisión de Auditoría
y Control
Vocal de la Comisión de Estrategia,
Inversiones y Responsabilidad
Social Corporativa
René Dahan
Ángel Durández Adeva
y Control
Javier Echenique Landiríbar
Presidente de la Comisión
de Auditoría y Control
Social Corporativa
Mario Fernández Pelaz
y Control
Vocal de la Comisión
María Isabel Gabarró Miquel
Consejera Externa Independiente
Social Corporativa
José Manuel Loureda Mantiñán
Inversiones y Responsabilidad Social
Corporativa
Juan María Nin Génova
Presidente de la Comisión de Estrategia,
Inversiones y Responsabilidad Social
Corporativa
Henri Philippe Reichstul
Luis Suárez de Lezo Mantilla
Consejero Ejecutivo
Secretario General y del Consejo
de Administración
John Robinson West

26 27
La economía mundial continuó
recuperándose en 2014, aunque
dando señales de debilidad en la
última parte del año. Los países
avanzados, cuyo crecimiento está
condicionado por el elevado volumen
de deuda, están experimentando
cierta divergencia en su grado
de recuperación. A su vez, las
economías emergentes se están
desacelerando económicamente,
lo que está llevando a reevaluar a la
baja su potencial de crecimiento
a medio y largo plazo.
En Estados Unidos, un conjunto
de factores puntuales derivaron
en una contracción del crecimiento
en el primer trimestre de 2014,
seguido de una aceleración en el
tercer trimestre, estabilizándose
en el cuarto en el 2,6%. El crecimiento
en 2014 se situó en el 2,4% y los
fundamentos más sólidos apuntan
a que se acelerará en 2015.
Entorno
De todas formas, existen indicios
de que el crecimiento en el primer
trimestre podría ser menor
al esperado debido a condiciones
climatológicas adversas y al
fortalecimiento de su moneda.
La zona euro registró un
estancamiento económico en el
segundo trimestre del año, si bien
el crecimiento medio anual fue
del 0,9% en 2014. La mayor parte
de los países de la periferia
han cumplido con sus programas
de ajuste y han avanzado hacia
la unión bancaria. Sin embargo,
la recuperación no está exenta
de riesgos, como la contracción
del crecimiento en Italia y la
debilidad económica de Francia.
Mientras, Alemania creció
un 1,6% en el último trimestre,
lo mismo que en el conjunto
del año. El Banco Central Europeo
(BCE) ha aprobado un extenso
paquete de medidas ante el escaso
crecimiento en la zona euro
y la reducción en las perspectivas
de inflación. Durante la primera
parte de 2015, la economía
de la zona euro parece estar
respondiendo favorablemente
a estas medidas, favorecida por la
devaluación del euro y el precio
del crudo más bajo.
La débil productividad y el menor
crecimiento potencial de las
economías emergentes no auguran
una repetición de las elevadas tasas
de crecimiento de la última década,
aunque dado su mayor peso, su
contribución al crecimiento mundial
no caerá. En los primeros meses
de 2015, la región Asia-Pacífico
ha mantenido un elevado ritmo
de crecimiento, aunque a futuro
persiste el riesgo a la baja ante una
posible desaceleración mayor
de lo esperado en China.

28 29
interna, ante la desaceleración
del comercio internacional y su
repercusión sobre las exportaciones
nacionales. No obstante, la
mejora de la competitividad de la
economía española ha quedado
patente, con una evolución más
favorable de las ventas al exterior
que la de los principales países
de la Eurozona. Al cierre del año,
la economía española continúa
en una senda de recuperación,
con un crecimiento medio anual
del 1,4% en 2014.
Tipo de cambio
La evolución del euro experimentó
dos etapas diferenciadas en 2014.
La primera, de enero a mayo,
se caracterizó por una fortaleza
respecto al dólar, con un valor
medio de 1,37; y una segunda
etapa, de junio a diciembre,
dominada por la fortaleza del dólar
estadounidense y una pérdida
de valor del euro, dejando el cruce
en una media del 1,29 en este
periodo. Cabe destacar que el
tipo de cambio euro/dólar
a 31 de diciembre se situó en 1,21,
con un valor medio de 1,33 en 2014.
Hasta marzo de 2015, el euro
continuó su tendencia
depreciatoria respecto al dólar,
llegando a cruzar a 1,05 euros
por dólar (su nivel más bajo
Cotizaciones internacionales
En cuanto a Latinoamérica,
el crecimiento está seriamente
amenazado por la caída de los
precios de las materias primas y la
recesión que está sufriendo Brasil.
La economía española consolidó
durante 2014 la senda del
crecimiento positivo iniciada
en el último tramo de 2013,
impulsada por la mejora de las
condiciones de financiación,
un aumento sostenido de la
confianza de los agentes
y la favorable evolución del
mercado laboral. El retorno
del crecimiento ha venido
impulsado desde los distintos
componentes de la demanda
desde 2003). Lo que más está
influyendo en el mercado
cambiario es el tono de la política
monetaria y las perspectivas
de crecimiento.
Sector energético
El precio medio del crudo Brent,
de referencia en Europa, se situó
en 98,99 dólares por barril ($/bbl)
en 2014. Durante el ejercicio hubo
dos tendencias distintas:
un primer semestre marcado
por una ligera alza, alcanzando
el 19 de junio un máximo anual de
115 dólares; y, a partir de entonces,
un cambio drástico y una pérdida
de más del 60% de su valor.
Por su parte, el precio del West
Texas Intermediate (WTI),
de referencia en Estados Unidos,
promedió en el mismo periodo
92,9 $/bbl, con un perfil también
a la baja que, a diferencia
del Brent, comenzó el 23 de julio
y se concretó en un descenso
del 57% a 31 de diciembre.
Los factores determinantes
para esta significativa contracción
fueron la reducción notable
de los pluses, tanto geopolíticos
como financieros; una visión
más negativa que a principios
de 2014 sobre los fundamentos
de la demanda; y sorpresas
positivas por el lado de la oferta.
A partir de junio de 2014 se
revisaron continuamente a la baja
las perspectivas de crecimiento
económico, lo que provocó
un ajuste de las perspectivas
de la demanda de petróleo.
Considerando los datos de la
Agencia Internacional de la Energía,
las perspectivas de crecimiento
medio para 2014 pasaron,
entre mayo y diciembre, de 1,4
millones bbl/d a 900.000 bbl/d.
En el primer trimestre de 2015,
las cotizaciones del Brent
y del WTI han seguido un perfil
de subidas y bajadas, con un
carácter predominantemente
al alza, y registrando una media
Cotización euro/dólar (medias mensuales)
entorno
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
1,40
1,45
1,50
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
2013 2014 2015
$/bbl WTI Brent Henry Hub$/bbl $/MMBtu
2013 2014 2015
e f m a m j j a s o n d e f m a m j j a s o n d e f m a m j j a s o n d
40
50
60
70
80
90
100
110
120
40
50
60
70
80
90
100
110
120
2
3
4
5
6

30 31
Precio del gas
En 2014, el precio del gas
estadounidense Henry Hub (HH)
promedió 4,41 $/mmBtu, lo que
representó un incremento del 17%
respecto a 2013. El mayor aumento
del precio se experimentó
en el primer trimestre del año,
debido a la combinación
de una caída de la oferta (menor
producción doméstica de gas
y niveles de inventarios un 54%
por debajo de la media histórica)
y un incremento de la demanda
por la ola de frío que azotó
Estados Unidos. Esto hizo que
en algunas regiones del país
el precio del gas alcanzase
máximos históricos. También
influyó el uso más intensivo
del gas en la industria.
de 54 y 49 $/bbl, respectivamente.
Entre los factores que han
impulsado los precios se encuentran
la reducción de las torres
de perforación activas en Estados
Unidos, claro indicador de la
tendencia de la inversión en el
sector; las revisiones al alza de las
perspectivas de demanda global
para 2015; y los conflictos en Siria,
Libia y Yemen. Sin embargo,
estos factores se han visto
parcialmente compensados por
la fortaleza del dólar y un mercado
estadounidense donde, a pesar
de la respuesta positiva de la
demanda en un contexto de precios
de combustibles bajos, continúa la
acumulación de inventarios debido
al incremento de la producción
de petróleo no convencional.
En el primer trimestre de 2015,
el precio del HH se ha situado
en el entorno de los 2,9 $/mmBtu.
El precio ha disminuido respecto
a finales de 2014, siguiendo
con la tendencia bajista iniciada
en junio y que se evidenció a partir
de noviembre. Los factores que
más han influido en esta tendencia
son la caída de la demanda
por la climatología (temperaturas
más suaves de lo normal), una
mayor producción y un nivel
de inventarios superior al de 2014.
La caída del precio del crudo
también ha influido en el descenso
del precio del gas.
entorno

32 33
Resultados
Repsol obtuvo en 2014 un beneficio
neto de 1.612 millones de euros,
apoyado en la fortaleza de su
modelo de negocio integrado.
Este resultado supone un 727%
de aumento respecto a los
195 millones de euros registrados
en 2013, ejercicio en el que la
compañía realizó saneamientos
extraordinarios derivados de la
expropiación de YPF.
El resultado neto ajustado, que
mide específicamente la marcha
de los negocios, se situó en 1.707
millones de euros, lo que supone
un aumento del 27% respecto
al año anterior. Este resultado es
especialmente significativo si se
tiene en cuenta la complejidad
del contexto, caracterizado
especialmente por la abrupta caída
de los precios internacionales del
crudo en el segundo semestre
del año, con un efecto negativo
en el resultado neto del ejercicio
de 606 millones de euros, y la
interrupción de la actividad en Libia.
Ambos factores fueron eficazmente
compensados por la entrada
en producción de proyectos
estratégicos en Perú y Brasil
y por el excelente resultado del
área de Downstream (Refino,
Química, Márketing, Trading, GLP
y Gas&Power), que aportó
1.012 millones de euros gracias,
principalmente, a la eficiencia
de las instalaciones de refino
y su capacidad técnica para destilar
crudos pesados.
Más producción
En el área de Upstream
(Exploración y Producción), la
compañía obtuvo un resultado
de 589 millones de euros, frente
a los 980 millones obtenidos
en 2013, debido a la interrupción
de la producción en Libia y a los
menores precios de realización
del crudo, afectados por la
brusca caída de los precios
internacionales de referencia
durante la segunda mitad del año.
En este contexto, Repsol logró
aumentar un 2,5% su producción
media durante el año, hasta los
355.000 barriles equivalentes
de petróleo al día, cifra que incluye
alrededor de 32.000 barriles
equivalentes de petróleo al día
de nueva producción, proveniente
de proyectos en Bolivia, Brasil,
Perú, Rusia y Estados Unidos.
Con la puesta en marcha de los
proyectos de Kinteroni (Perú)
y del campo Sapinhoá (Brasil),
la compañía ya ha iniciado
la producción en siete de los diez
proyectos clave establecidos
en su Plan Estratégico 2012-2016.

34 35
y el incremento de los márgenes
de gas en Norteamérica.
Los resultados del Downstream
siguen demostrando la calidad
de los activos del Grupo, más
aún tras la puesta en marcha
de los grandes proyectos de
inversión acometidos en Cartagena
y Bilbao, que mantienen a Repsol
en posiciones de liderazgo
frente a sus competidores
europeos en términos de margen
integrado de refino y márketing.
En este sentido, el margen
de refino en España alcanzó
4,1 dólares por barril, frente
a los 3,3 dólares por barril del
ejercicio anterior.
En el negocio de Gas & Power,
el mayor volumen comercializado
en Norteamérica, junto con la
contención y reducción de gastos,
impulsaron un 44% el resultado
de las operaciones durante el
ejercicio, hasta alcanzar los 269
millones de euros.
Solidez financiera
En enero de 2014 se completó
la desinversión de los activos
de GNL, iniciada el ejercicio
anterior, que ha supuesto unos
ingresos de aproximadamente
4.300 millones de dólares.
En mayo se procedió al cobro
de la compensación acordada
por la expropiación del 51%
de YPF y a la venta de las acciones
no expropiadas, lo que supuso
unos ingresos de 6.313 millones
de dólares.
Los ingresos procedentes de estas
desinversiones han reforzado
la solidez financiera del Grupo,
lo que ha sido reconocido
con mejoras en la calificación
crediticia de Repsol, han permitido
incrementar la retribución a los
accionistas y han aportado
los recursos financieros
necesarios para afrontar
nuevas oportunidades
de crecimiento.
Entre éstas, destaca el acuerdo
alcanzado en diciembre
de 2014 con la compañía
canadiense Talisman Energy
para la adquisición del 100%
de su capital social por un importe
de 8.300 millones de dólares.
resultados del ejercicio
Millones de euros 2013 2014 Variación (%)
Upstream 980 589 (40)
Downstream 479 1.012 111
Gas Natural Fenosa 458 441 (4)
Corporación y ajustes (574) (335) (42)
Resultado neto ajustado (1)
1.343 1.707 27
Efecto patrimonial (187) (606) (224)
Resultado no recurrente (277) (86) 69
Resultado de operaciones interrumpidas (684) 597 -
Resultado neto 195 1.612 727
(1) El Grupo Repsol, atendiendo a las características de sus negocios y a la mejor comparabilidad con las compañías del sector, utiliza como medida
del resultado de cada segmento de negocio el denominado “Resultado neto ajustado”: el resultado recurrente de operaciones continuadas
a coste de reposición (CCS) y neto de impuestos (resultado neto ajustado), es decir, el resultado neto del ejercicio sin incluir los resultados no recurrentes
y considerando los costes de crudos y productos a valor de reposición. Las magnitudes correspondientes a 31 de diciembre de 2013 han sido
modificadas a efectos comparativos.
Además, por quinto año
consecutivo, Repsol incorporó
a sus reservas más hidrocarburos
de los que produjo, con una tasa
de reemplazo del 118% para el
ejercicio. En el promedio de los tres
últimos años, la tasa de reemplazo
se encuentra alrededor del 200%,
lo que la sitúa entre las más altas
del sector y supera ampliamente
los objetivos marcados en el
Plan Estratégico 2012-2016.
Nuevos descubrimientos
Durante el ejercicio, Repsol
continuó con su exitosa campaña
exploratoria. La compañía realizó
12 descubrimientos en los
34 pozos perforados (incluidos
los sondeos de evaluación),
lo que supone una tasa de éxito
exploratorio del 35%.
Entre ellos, la compañía descubrió
hidrocarburos en Brasil, Rusia,
Estados Unidos, Bolivia y Trinidad
y Tobago, lo que le permite
continuar con la incorporación
de recursos. En Rusia, el Ministerio
de Recursos Naturales y Medio
Ambiente certificó que los recursos
recuperables descubiertos
por Repsol con los sondeos
Gabi-3 (2013) y Gabi-1 (2014)
son de 240 millones de barriles.
En el Golfo de México
estadounidense destaca el
descubrimiento León, ubicado
en aguas ultraprofundas
y que presenta un almacén neto
de petróleo de buena calidad
de más de 150 metros de espesor.
A este hallazgo se suma un
segundo pozo de evaluación
en Buckskin, a 50 kilómetros de
León, que también resultó positivo.
En Brasil, Repsol aprobó en 2014
el desarrollo de uno de los grandes
proyectos de exploración en aguas
del presal, el campo Lapa, que
se prevé que inicie la producción
a finales de 2016.
Adicionalmente, se aprobó la
tercera fase del proyecto de gas
de Margarita Huacaya (Bolivia),
que permitirá incrementar
su producción hasta los 18 millones
de metros cúbicos de gas al día
en el primer trimestre de 2016.
Mejores márgenes
El negocio de Downstream
aumentó su resultado un 111%
hasta los 1.012 millones de euros
(calculado en base a la valoración
de los inventarios a coste
de reposición), fundamentalmente
por el favorable comportamiento
de los márgenes de Refino
y Química, impulsados por las
medidas de sus planes de eficiencia
y competitividad, así como por los
mayores volúmenes comercializados

36 37
(1) Incluye principalmente la venta de bonos de la República Argentina
recibidos para el pago de la compensación por la expropiación de YPF
y la venta de las acciones no expropiadas de YPF.
(2) Incorpora fundamentalmente pagos por impuesto sobre beneficios,
intereses netos y la variación del fondo de maniobra comercial.
Igualmente incluye los movimientos por operaciones interrumpidas.
Situación financiera
Al cierre del ejercicio, la deuda
del Grupo Repsol se situó en su
mínimo histórico: 1.935 millones
de euros. Este hecho, junto
con una liquidez acumulada
de 9.844 millones de euros,
ha ofrecido a la compañía una
posición privilegiada para afrontar
una nueva etapa de crecimiento.
La situación financiera de Repsol
se vio reforzada por la exitosa
gestión de la recuperación del valor
de YPF, tanto en el acuerdo
de compensación como en la
posterior monetización
de los activos recibidos, hasta
la obtención de 4.997 millones
de dólares.
Tras esta operación, Repsol
distribuyó entre sus accionistas
un dividendo extraordinario
de 1 euro por acción, que sumado
al ordinario, supuso un rendimiento
del 12,6%, la mayor rentabilidad
por dividendo entre las grandes
empresas del sector en Europa.
Variación de la deuda neta
Millones de euros
31. 12. 2013 EBITDA Inversiones Desinversiones Efectos
asociados a la
expropiación
de YPF(1)
Dividendos
y otras
retribuciones
pagadas al
accionista
Otros(2)
31. 12. 2014
5.358 3.729
1.712
(3.800)
(219)
(4.592)
(253) 1.935
31. 12. 2013 EBITDA Inversiones Desinversiones Efectos
asociados a la
expropiación
de YPF(1)
Dividendos
y otras
retribuciones
pagadas al
accionista
Otros(2)
31. 12. 2014
5.358 3.729
1.712
(3.800)
(219)
(4.592)
(253) 1.935
próximos años y el 95% de su
deuda bruta (112% si se incluyen
1.504 millones de euros en depósitos
con disponibilidad inmediata,
recogidos como inversiones
financieras atendiendo a su plazo
de vencimiento). El Grupo Repsol
tenía líneas de crédito no dispuestas
por un importe de 3.312 y 3.123
millones de euros a 31 de diciembre
de 2014 y 2013, respectivamente.
Durante 2014, Repsol continuó
con su política de prudencia
financiera, lo que ha permitido
mejorar sustancialmente la solidez
financiera de la compañía.
Recursos disponibles
Repsol mantiene recursos
disponibles en efectivo y otros
instrumentos financieros líquidos
y líneas de crédito sin usar que le
permiten cubrir los vencimientos
de deuda de, al menos, los seis

38 39
Evolución previsible
Entorno macroeconómico
Las perspectivas de crecimiento
económico mundial, aunque
positivas, son algo más bajas
de lo estimado en octubre de 2014,
principalmente por un deterioro
de las expectativas de crecimiento
de los países emergentes.
A pesar de esto, los primeros
indicadores de actividad de 2015
muestran señales de recuperación
gracias a la ausencia de presiones
inflacionistas y a los efectos
positivos generados por el descenso
de los precios del crudo.
Las previsiones para la economía
mundial indican que en 2015
repuntará la tasa de crecimiento
respecto a 2014, llegando al 3,5%.
Se espera una contribución más
equilibrada entre países emergentes
y avanzados respecto a años previos.
Entre estas últimas economías
se podría asentar la recuperación,
proyectándose un crecimiento
del PIB real del 2,4% en 2015,
seis décimas más que en 2014
(en gran parte, por el avance
de la economía estadounidense).
En contraposición, se espera
que se modere ligeramente
el crecimiento en las economías
emergentes, hasta el 4,3% en 2015,
repuntando muy ligeramente
los años siguientes ante la mejora
anticipada de su sector externo.
En el caso de la economía española,
las previsiones de crecimiento
han sido revisadas al alza. El Fondo
Monetario Internacional (FMI)
sitúa la expansión de la actividad
en el 2% en 2015 y la Comisión
Europea, en el 2,3%. Además,
pese a que existen ciertos riesgos
globales, el menor precio del crudo
y el inicio de la compra de activos
soberanos por parte del BCE
apoyarían un dinamismo aún
mayor. En este sentido, las
previsiones de Repsol sitúan el
crecimiento del PIB de 2015 en un
2,8%, en línea con las principales
casas de análisis nacionales.
Después de la fuerte recesión de la
economía española en los últimos
años y de una serie de profundas
reformas estructurales, incluyendo
la reforma laboral y el proceso
de saneamiento de los balances
financieros, España está mostrando
un avance inequívoco, gracias
sobre todo a la demanda interna.
Sector energético
A corto plazo, de acuerdo con la
Agencia Internacional de la Energía
(AIE), el balance oferta-demanda
de petróleo estará determinado
por un nuevo aumento esperado
de la producción no-OPEP
para 2015 de 740.000 barriles
diarios, casi en su totalidad
concentrado en Estados Unidos.
El aumento de la demanda seguirá
impulsado por los países no-OCDE,
situándose el crecimiento esperado
para 2015 en 1 millón de barriles
diarios. Este escenario implica
unas necesidades de crudo OPEP
y variaciones de inventarios
para 2015 similares a las de 2014,
partida que entre 2013 y 2014 se
redujo en 1,5 millones, presionando
a la baja los precios.
Respecto a la evolución de los
precios a corto plazo, el consenso
del mercado apunta a una
recuperación significativa
desde los niveles de finales
de 2014, superando en muchos
casos los 70 dólares por barril
durante 2016. La mayor fuente
de incertidumbre es el tiempo
que tarden los mecanismos
de ajuste de la demanda y de la
oferta en reflejar sus efectos en el
precio. Según episodios pasados,
en un contexto de precios bajos
se generan por el lado de la
demanda claros incentivos al
consumo, mientras que por el lado
de la oferta se producen notables

40 41
Negocios de Repsol
En la actualidad se está completando
el proceso de adquisición del
100% de la compañía canadiense
Talisman Energy, una operación
transformadora e ilusionante
que convertirá a Repsol en una
de las principales compañías
del sector energético internacional
y permitirá reforzar su carácter
como grupo energético
integrado, con un proyecto sólido
y competitivo. Una vez culminada
la operación y antes de finales
de 2015, se presentará el Plan
Estratégico 2016-2019, integrando
Talisman en Repsol.
Respecto a los negocios que hoy
conforman el grupo, se trabajará
de acuerdo con las líneas
estratégicas establecidas en el Plan
Estratégico 2012-2016, poniendo
el foco en el crecimiento del negocio
de Upstream y en la excelencia
operativa del Downstream,
manteniendo una retribución
competitiva al accionista y la
solidez de los ratios financieros.
En 2015, en el negocio de Exploración
y Producción, en un entorno
inestable de precios del petróleo,
Repsol seguirá apostando
por lograr un desempeño rentable
y sostenible en el tiempo.
Los esfuerzos de inversión
se centrarán en proyectos de alto
valor añadido y, por ello, el 70%
de las inversiones contempladas
para 2015 se destinarán a esta área.
Las inversiones se concentrarán
principalmente en proyectos
de desarrollo, perforación
y construcción de instalaciones,
principalmente en Brasil, Estados
Unidos, Venezuela, Trinidad
y Tobago, Argelia y Bolivia,
así como en la perforación de 28
sondeos previstos: 16 de exploración
y 12 de evaluación, en países
como Noruega, Estados Unidos,
Brasil y Angola.
El compromiso de crecimiento
nacido del Plan Estratégico 2012-2016
sigue impulsado por 10 grandes
proyectos, de los cuales en 2014
ya estaban en producción siete:
Rusia, Lubina-Montanazo, Margarita,
Mid-Continent, Sapinhoá, Carabobo
y Kinteroni. En 2015 se prevé que
entre en funcionamiento Cardón IV
(Venezuela) y se continúe con la
primera fase del desarrollo de los
proyectos ya mencionados, así
como Lapa y Reggane, cuya puesta
en marcha está prevista para 2016
y 2017, respectivamente.
Se estima que la producción
se incremente en 2015 en torno
a un 7% respecto a 2014, excluyendo
Libia. En el actual contexto de precios
del petróleo, las inversiones
en exploración se reducirán un 35%
y, en el conjunto del Upstream, un
28%. En el negocio de Downstream,
se prevé invertir unos 970 millones
de euros en 2015.
En Downstream, la finalización
de los grandes proyectos
de Cartagena y Muskiz (Bilbao),
y el objetivo de excelencia operativa
están permitiendo superar
un entorno de crisis económica
en España y Europa. Los objetivos
marcados para 2015 son:
• Seguir con la mejora de la
competitividad de las instalaciones
de Refino y Química, que conduzca
a un aumento continuado
de sus márgenes.
• Maximizar el valor del negocio
de Márketing y consolidar la posición
competitiva, dentro del nuevo
marco legal y considerando
una estabilización de la demanda
de carburantes en España después
de 6 años de caída continua y un
ligero crecimiento en las ventas
de productos petroquímicos y GLP.
• Mejora de la eficiencia, con una
estricta contención de costes,
incluso en proyectos de crecimiento.
En el entorno previsto, se mantendrá
la solidez financiera del Grupo
Repsol para acometer las
inversiones requeridas y el rating
crediticio. Una vez completada
la adquisición de Talisman,
Repsol tiene previsto mantener la
remuneración a los accionistas
en los niveles actuales y continuar
con su política de scrip dividend.
caídas de la inversión, que son el
paso previo a una ralentización
y posterior caída de la producción.
A más largo plazo, el incremento
de la demanda energética que
plantea la Agencia Internacional
de la Energía en el escenario
base de su informe World Energy
Outlook 2014 se sitúa en el 33%
entre 2011 y 2034, o lo que es
lo mismo, un crecimiento medio
anual del 1,13%. Un 93% de este
crecimiento se concentrará
en los países no-OCDE debido
a su fuerte crecimiento económico
y demográfico.
Los combustibles fósiles seguirán
siendo el principal motor del mundo,
dado que en el año 2040 estas
tres fuentes (petróleo, gas natural
y carbón) abastecerán más de tres
cuartas partes de la demanda
de energía. Aun así, el petróleo
reducirá su cuota hasta el 26%.

46 47
Reservas probadas Descubrimientos
Incluidos pozos de evaluación Incluidos pozos de evaluación
+1,6% +2,5% 35%12
Tasa de éxito exploratorio
Upstream
La actividad de exploración y producción de petróleo y gas natural es el motor de crecimiento de Repsol.
La gestión de la cartera de proyectos busca alcanzar un crecimiento rentable, diversificado, sostenible
y comprometido con la seguridad y el medio ambiente. Los pilares de su estrategia, definidos en el Plan
Estratégico 2012-2016, son el aumento de la producción y de las reservas, el incremento de la presencia
en países de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE), la excelencia operativa
y la maximización de la rentabilidad de sus activos.
(*)
Incluye sondeos de exploración, así como los de evaluación.
Nuevas áreas Exploración Evaluación Onshore Offshore Gas Crudo
Adquisición
de dominio minero
Trabajos de
geología, geofísica
y perforación
de sondeos
exploratorios
Definición
de los recursos
descubiertos
y determinación
de su comercialidad
Perforación de pozos de desarrollo
e instalaciones para la puesta
en producción de las reservas
Explotación comercial
de hidrocarburos
Dominio minero
no desarrollado
neto a 31
de diciembre:
Sondeos
en 2014(*)
:
Reservas
probadas
totales:
Pozos
de desarrollo
perforados
en 2014:
Pozos
productivos
activos a 31
de diciembre:
Producción
neta
de hidrocarburos
al día:
355Kbep/d188.278
km2
34finalizados
11en curso
1.539Mbep
Ratio
de reemplazo
118%
609brutos
3.158brutos
Exploración Desarrollo Producción
188.278km2
Producción
de hidrocarburos

48 49
resultados de explotación
Millones de euros 2013 2014 Variación (%)
Norteamérica y Brasil 90 145 61
Norte de África 227 25 (89)
Resto del mundo 663 419 (37)
resultado neto ajustado 980 589 (40)
resultado neto ajustado
UPSTREAM
pozos exploratorios(1)
terminados y en curso
Positivos Negativos En evaluación
2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014
Europa - - 4 1 - 1 4 2 - 3
Latinoamérica 2 1 6 3 - 2 8 6 - 2
Brasil 1 1 4 1 - - 5 2 - 1
Perú - - - - - - - - - 1
Trinidad y Tobago - - - 1 - 1 - 2 - -
Venezuela - - - - - - - - - -
Resto países América del Sur 1 - 1 1 - 1 2 2 - -
América Central - - 1 - - - 1 - - -
América del Norte 3 1 1 1 - 1 4 3 - 2
África 2 - 3 7 - 2 5 9 2 2
Asia 1 2 1 2 - - 2 4 2 1
Oceanía - - - - - - - - - -
total 8 4 15 14 - 6 23 24 4 10
(1)
No incluyen los sondeos de evaluación. En 2014 se terminaron 10, de los cuales 8 tuvieron resultado positivo. Por otro lado, se mantenía 1 sondeo en curso.
En cursoTotal
pozos de desarrollo terminados
2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014
Europa - - - - - - - -
Latinoamérica 95 78 6 5 6 8 107 91
Brasil 4 9 - - - - 4 9
Perú 1 1 - - - - 1 1
Trinidad y Tobago 5 5 - - 2 2 7 7
Venezuela 29 28 - 3 1 5 30 36
Resto países América del Sur 56 35 6 2 3 1 65 38
América Central - - - - - - - -
América del Norte 406 471 - 1 1 1 407 473
África 23 8 - - - - 23 8
Asia 31 34 2 3 6 - 39 37
Oceanía - - - - - - - -
total 555 591 8 9 13 9 576 609
TotalEn evaluaciónNegativosPositivos
Al cierre del ejercicio, el área
de Upstream de Repsol participaba
en 695 bloques de exploración
y producción de petróleo y gas
(sin contar los de recursos
no convencionales) de 29 países,
directamente o a través de sus
participadas. Se han incorporado
38.218km2
695 Gabón
Nueva superficie exploratoria
bruta
Bloques de exploración
y producción de petróleo y gas
Nuevo país
al dominio minero 28 nuevos bloques
de exploración, que suponen
38.218 km2
de nueva superficie
exploratoria bruta y un país, Gabón.
Repsol logró en 2014 un ratio
de reemplazo de reservas probadas
del 118%, con lo que se consolidan
las excelentes tasas de 2013 (275%),
2012 (204%), 2011 (162%) y 2010
(131%), incorporando recursos
que fortalecen significativamente
su crecimiento futuro.

50 51
producción neta de líquidos
y gas natural por área geográfica
2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014
Europa 2 2 1 1 3 2 10 9 1 1
Latinoamérica 24 27 395 412 94 101 1.098 1.113 180 199
Brasil 3 6 * 3 3 6 17 21 - -
Perú 4 4 40 53 11 14 - - 20 27
Trinidad y Tobago 4 4 253 244 49 49 97 101 47 55
Venezuela 5 5 47 48 13 13 366 367 25 27
Resto países América del Sur 8 8 54 64 18 19 618 624 88 90
América del Norte 10 10 9 14 11 13 811 1.128 - -
África 11 6 11 11 13 7 248 238 83 83
Asia 4 4 8 14 5 6 362 379 7 8
Oceanía - - - - - - - - - -
total 51 49 424 452 126 129 2.529 2.867 271 291
Producción
La producción neta media
de 2014 alcanzó los 355.000
barriles equivalentes de petróleo
al día, lo que supone un
incremento del 2,5 % respecto
a la de 2013. Este aumento
se debe a la conexión de cuatro
pozos productivos adicionales
en Sapinhoá (Brasil), a la entrada
en producción de Kinteroni (Perú),
a los trabajos de perforación
en el activo de recursos no
Reservas
Al cierre de 2014, las reservas
probadas de Repsol, estimadas
de conformidad con el marco
conceptual definido para la industria
de petróleo y gas por la US Securities
and Exchange Commission (SEC)
y de acuerdo con los criterios
establecidos por el sistema
Petroleum Reserves Management
System de la Society of Petroleum
Engineers (PRMS-SPE), ascendían
a 1.539 Mbep, de los cuales
441 Mbep (29%) correspondían
a crudo, condensado y gases
licuados, y el resto, 1.098 Mbep
(71%), a gas natural.
En 2014, la evolución de las reservas
fue positiva, con una incorporación
total de 153 Mbep, procedentes
principalmente de extensiones
y descubrimientos en Perú y Brasil,
y revisiones de estimaciones
previas en Trinidad y Tobago,
Estados Unidos y Brasil. En 2014,
(*)
Valor de la producción comprendido entre 0 y 1.
se consiguió un ratio de reemplazo
de reservas (cociente entre las
incorporaciones totales de reservas
probadas en el periodo y la
producción del periodo) de 118%
para petróleo crudo, condensado,
GLP y gas natural (139% en petróleo
crudo, condensado y GLP, y 106%
en gas natural), en línea con los
objetivos a largo plazo.
convencionales de Kansas
y Oklahoma (Estados Unidos)
y a la entrada en producción
de la segunda fase de Margarita
(Bolivia) y SK (Rusia). Estos
proyectos han compensado
la interrupción de la producción
en Libia durante más de 220
días en 2014.
GasTotal (Mbep) PetróleoGas natural (bcf)Líquidos (Mbbl)
pozos productivos
por área geográfica
153Mbep Perú, Brasil, Trinidad y Tobago
y Estados Unidos
Reservas incorporadas
Países de procedencia

52 53
Operaciones por países
UPSTREAM
El área de Upstream tenía derechos
mineros sobre 695 bloques, con una
superficie neta de 189.312 km2
,
al cierre de 2014. Esta superficie
incluye la participación de la
compañía en el importante proyecto
de recursos no convencionales
de Mississippian Lime (Estados
Unidos). Del total de bloques,
604 son exploratorios que suman
una superficie neta de 178.717 km2
.
El área de Upstream
en el mundo
En 2014, Repsol terminó 24 sondeos
exploratorios, de los cuales cuatro
resultaron positivos. A finales
de año diez sondeos exploratorios
se encontraban en fase de perforación
o pendientes de terminación.
Adicionalmente, se concluyeron
10 sondeos de evaluación,
de los que 8 resultaron positivos.

54 55
España
Al cierre de 2014, Repsol poseía
en España derechos mineros
sobre 28 bloques: 18 de exploración,
con una superficie neta de 6.698 km2
,
y 10 bloques de desarrollo que suman
un área neta de 332 km2
.
Repsol produjo en 2014 un total
de 1,9 Mbbl y 0,6 bscf, lo que
da una producción conjunta
de 2 Mbep (5.454 bepd) que se ubica
fundamentalmente en el área
de Casablanca, Lubina y Montanazo,
en el Mar Mediterráneo. Las reservas
probadas netas de petróleo a fin
de año se estimaban en 3,2 Mbep.
aprobó en junio de 2014 una
Declaración de Impacto Ambiental
positiva para la actividad exploratoria
prevista en los permisos Canarias
1-9. Ese mismo mes el Tribunal
Supremo desestimó los recursos
contencioso-administrativos
que habían sido planteados
por varias entidades canarias
y la Dirección General de Política
Energética y Minas autorizó
en agosto la ejecución de hasta
un máximo de tres sondeos
exploratorios. El 18 de noviembre
se inició la perforación del sondeo
Sandía-1X mediante el buque
de posicionamiento dinámico
Rowan Renaissance, uno
de los más modernos y seguros
del mundo. Los trabajos
de investigación concluyeron
el 28 de enero, después de que el
análisis preliminar de las muestras
obtenidas determinase que el gas
encontrado no tiene el volumen
ni la calidad adecuada para una
posible explotación comercial.
• En el cuarto trimestre del año
se recibió por parte del Ministerio
de Agricultura, Alimentación
y Medio Ambiente la aprobación
Hitos 2014
• En el primer trimestre del ejercicio,
el Ministerio de Industria, Energía
y Turismo concedió a Repsol
el permiso de investigación
de hidrocarburos Medusa, situado
en el Mar Mediterráneo, frente
a las costas de Tarragona.
El área se encuentra cerca de
los campos Lubina y Montanazo.
A 31 de diciembre de 2014,
este permiso estaba pendiente
de ratificación oficial.
• El Ministerio de Agricultura,
Alimentación y Medio Ambiente
UPSTREAM
de la Declaración de Impacto
Ambiental (DIA) para los proyectos
de adquisición sísmica 3D en el
área de Casablanca y para la
perforación de los sondeos
exploratorios Fulmar-1 y Pelícano-1.
Estos se encuentran en el Mar
Cantábrico, en la concesión
de exploración Fulmar, que está
operada por Repsol, con una
participación del 84,23%.
La profundidad total de ambos
sondeos se estima en unos
4.000 m, con láminas de agua
de entre 170 y 385 m. Tras la
aprobación de la DIA solo queda
pendiente la autorización
del Ministerio de Industria,
Energía y Turismo para poder
iniciar los trabajos.
• A principios de febrero de 2015,
tras los trabajos realizados, se
reinició la producción de crudo
en el pozo Rodaballo-1, dentro del
campo Rodaballo, operado por
Repsol en el área de Casablanca.

56 57
Argelia
UPSTREAM
Angola
Repsol poseía en Argelia al cierre
de 2014 derechos mineros
con una superficie neta de 2.162 km2
,
y 2 de desarrollo, con una superficie
neta de 998 km2
.
La producción neta del año se situó
en 0,8 Mbbl de líquidos y 11 bscf
de gas natural, con una producción
neta total equivalente de 2,7 Mbep
(7.518 bepd), procedente del bloque
TFT (operado conjuntamente
por Sonatrach y Total). Las reservas
probadas netas de líquidos y gas
natural a fin de año se estimaban
en 22,5 Mbep. En 2014 se registraron
1.013 km2
de sísmica 3D.
La actividad de Repsol en Argelia
se centra en la explotación de un
activo en producción (Tin-Fouyé
Tabenkort), en el desarrollo de un
proyecto de gas considerado
como clave en el Plan Estratégico
2012-2016 (Reggane) y en otro
exploratorio (SE Illizi).
Repsol poseía en el país derechos
mineros sobre 3 bloques, con una
.
Hitos 2014
• Se concluyeron dos sondeos
exploratorios, que están en fase
de evaluación. En el bloque 22,
donde Repsol es el operador
y cuenta con una participación
del 30%, se perforó el sondeo
Locosso-1. También se completó
el sondeo Ombovo-1 en el bloque
35, donde Repsol participa con un
25%. Ambos bloques se sitúan
en el presalino angoleño, en la
cuenca marina de Kwanza.
En Locosso-1 se empleó el buque
de última generación Rowan
Renaissance. Este barco, junto con el
Ocean Rig Mylos, fue contratado
por Repsol en 2012 para potenciar
la actividad offshore de la compañía.
Hitos 2014
• En el segundo trimestre del año
se dio un paso fundamental
para la puesta en producción
del importante proyecto
de desarrollo de gas de Reggane
Nord: el Groupement Reggane
-consorcio operador formado
por Sonatrach, Repsol, RWE Dea
y Edison International- firmó
el contrato de ingeniería, compras,
construcción, comisionado y puesta
en marcha de las instalaciones
de superficie del proyecto.
Este contrato incluye la construcción
de una planta de tratamiento
de gas de 8 millones de metros
cúbicos diarios de capacidad
nominal, la red de colecta de pozos
productores y la línea de expedición
de gas que conectará dicha planta
al gasoducto troncal GR-5. Se prevé
que estos trabajos duren 36 meses
y que se empiece a producir gas
en el segundo semestre de 2017.
En enero de 2015 se iniciaron
las labores de perforación.
Este proyecto de gas en el Sáhara
argelino incluye el desarrollo
de seis campos (Reggane,
Kahlouche, Kahlouche Sud, Sali,
Tiouliline, y Azrafil Sudest)
en la cuenca de Reggane, que
se encuentra unos 1.500 kilómetros
al suroeste de Argel. Repsol
participa en este proyecto
con un 29,25%, operando
conjuntamente con la empresa
estatal argelina Sonatrach (40%),
la alemana RWE Dea (19,5%)
y la italiana Edison (11,25%).
• En Reggane finalizó en abril de 2014
una campaña de adquisición sísmica
3D con el objetivo de mejorar la
resolución y calidad de la información
de los yacimientos. Se espera tener
procesados los nuevos datos
en el primer semestre de 2015.
• En la 4a
ronda exploratoria
de ALNAFT, Repsol obtuvo
una nueva área exploratoria
en Argelia. Se trata del bloque
Boughezoul, situado en el norte
del país, en la zona del Atlas
y que abarca unos 20.000 km2
.
En octubre se firmó con el gobierno
argelino el contrato de exploración
y explotación. Repsol será
la compañía operadora, con una
participación del 51% en la fase
exploratoria (25% en la futura fase
de desarrollo). A 31 de diciembre
de 2014, este permiso estaba
pendiente de ratificación oficial.
Aruba
A 31 de diciembre de 2014,Repsol
poseía en este país derechos
mineros sobre 1 bloque
de exploración que abarca
.
Hitos 2014
• En la primera mitad de 2014
se hizo efectiva la entrada de las
compañías Total (35%) y BG (30%)
en este proyecto offshore. Repsol
se mantiene como la compañía
operadora (35%). En la segunda
mitad del ejercicio se realizó una
campaña de adquisición
de 3.247 km2
de sísmica 3D que,
tras su procesamiento durante 2015,
permitirá definir la posible ubicación
del primer sondeo exploratorio,
previsto para 2016. El bloque Aruba
PSC, con una extensión
de 14.360 km2
, fue adjudicado
a Repsol en 2012 con el 100%
de participación. Este contrato
se divide en cuatro fases exploratorias
y actualmente se está en la segunda.

58 59
UPSTREAM
Australia
A 31 de diciembre de 2014, Repsol
poseía en este país derechos
mineros sobre 1 bloque
de exploración que abarca una
.
Hitos 2014
se materializó la entrada de la
compañía BHP Billiton Petroleum
Australia en el bloque exploratorio
WA-480-P, con una participación
del 55%. Este bloque marino,
que fue adjudicado por el gobierno
australiano a Repsol en 2012
con el 100% de participación,
tiene 12.548 km2
de superficie
y una lámina de agua de entre
1.000 y 4.500 m. Se encuentra
a unos 280 kilómetros del puerto
de Hedland, en la región de Pilbara
(noroeste de Australia), en la
cuenca septentrional de Carnavon,
la más prolífica del país.
Esta licencia exploratoria se
encuentra en una zona fronteriza
de alto potencial y se alinea
con la estrategia de Repsol de crecer
en países de la Organización
para la Cooperación y el Desarrollo
Económicos (OCDE).
En el mes de abril se completó
el procesado de la sísmica 3D
existente, en julio se finalizó
una campaña de 1.913 km
de sísmica 2D y en septiembre,
la campaña de recogida y análisis
de muestras del fondo marino
y medidas de flujo de calor,
que tenía como objetivo reducir
el riesgo geológico del proyecto.
Con estos trabajos se completan
los compromisos acordados
para el segundo año del permiso.
Bolivia
poseía en Bolivia derechos mineros
sobre 29 bloques situados en las
cuencas de Beni, Pie de Monte,
Subandino Sur y Subandino Norte:
4 de exploración, con una superficie
neta de 6.684 km2
, y 25 bloques
de desarrollo, con un área neta
de 1.557 km2
. La producción
neta del año se cifró en 3 Mbbl
de petróleo, incluidos condensados
y líquidos separados del gas natural
y en 64,9 bscf de gas natural.
La producción neta total equivalente
fue de 14,6 Mbep (39.968 bepd)
y se concentró fundamentalmente
en el bloque Margarita-Huacaya
(operado por Repsol) y en los campos
de San Alberto y San Antonio
(participados por Andina y operados
por Petrobras) y Yapacani
y Río Grande (operados por Andina,
con una participación del 48,33%
de Repsol).
Hitos 2014
• En el proyecto estratégico de
crecimiento de Margarita-Huacaya
se registraron picos de producción
de gas de 16,5 Mm3
d durante
el ejercicio, superando la
producción de 15 Mm3
d alcanzada
desde enero de 2014. El plateau
de 14 Mm3
d, que estaba previsto
obtener en octubre 2014,
se logró con un año de antelación.
En Margarita-Huacaya se han
perforado 6 pozos productivos.
Los dos más recientes, MGR-5
y MGR-6, se completaron en 2013.
En el primer trimestre de 2015
se prevé poner en marcha otros
dos pozos: MGR-7 y MGR-8.
La primera fase de este importante
proyecto entró en producción
en mayo de 2012. Con la
puesta en marcha de la planta
de procesamiento de gas, junto
con el sistema de recolección
de fluidos y gasoductos y la
finalización de los pozos, la
producción total de gas pasó
de 3 a 9 Mm3
d en 2012. La segunda
fase se inauguró en octubre de 2013,
incrementándose la capacidad
de procesamiento de gas a 15 Mm3
d.
En 2014 se aprobó la tercera fase,
que permitirá alcanzar una
producción de 18 Mm3
d en el primer
trimestre de 2016.
El plan de desarrollo del área
de Margarita-Huacaya es uno
de los proyectos clave de crecimiento
del Plan Estratégico 2012-2016.
El Consorcio Caipipendi, encargado
del proyecto, está operado
por Repsol, con una participación
del 37,5%, y tiene como socios
a BG (37,5%) y PAE E&P (25%).
Brasil
Repsol tenía al cierre de 2014
derechos mineros sobre 8 bloques
en Brasil: 4 de exploración
(296 km2
de superficie neta) y 4
de desarrollo (147 km2
de superficie
neta), localizados en las cuencas
de Santos, Campos y Espíritu Santo.
Repsol es la empresa operadora
en el bloque exploratorio BM-C-33,
en la cuenca de Campos.
La producción neta del año fue
de 5 Mbbl de líquidos y 2,5 bscf
de gas natural, con una producción
neta total equivalente de 6,4 Mbep
(17.539 bepd), procedente
de los bloques Sapinhoá y Albacora
Leste. Las reservas probadas
netas de líquidos y gas natural
se estimaban en 79,9 Mbep
a 31 de diciembre de 2014.
Durante el ejercicio se concluyeron
2 sondeos exploratorios,
1 con resultado positivo.

60 61
Los buenos resultados obtenidos
en Brasil desde 2011 se han
logrado en el marco de la alianza
firmada en 2010 entre Repsol
(60%) y la compañía china
Sinopec (40%), que supuso
la creación de la sociedad Repsol
Sinopec Brasil, una de las mayores
compañías energéticas privadas
e independientes de Latinoamérica.
Repsol Sinopec Brasil es
una de las empresas líderes
en exploración y producción
de hidrocarburos en Brasil,
donde dispone de una posición
estratégica en las áreas de mayor
potencial del presalino y tiene una
significativa actividad exploratoria
en la prolífica cuenca de Santos,
junto con Petrobras y BG.
La compañía tiene una importante
y diversificada cartera
de activos, que incluye los
campos productivos de Sapinhoá
y Albacora Leste, y grandes
descubrimientos realizados
en los últimos años en los bloques
BM-S-9 y BM-C-33.
Los importantes descubrimientos
exploratorios de los últimos años,
los proyectos de desarrollo que
se están materializando y la alianza
establecida con Sinopec refuerzan
la estrategia de la compañía
en el offshore brasileño, una de las
mayores áreas de crecimiento
en reservas de hidrocarburos
del mundo y representan proyectos
clave de crecimiento en el área
de Upstream.
Hitos 2014
• En 2014 se pusieron en producción
3 nuevos pozos en el área sur
del megacampo Sapinhoá, situado
en el bloque BM-S-9, en el presalino
de las aguas profundas de la cuenca
de Santos. La explotación comercial
de Sapinhoá empezó en enero
de 2013 con el inicio de la producción
del primer pozo. El segundo
denominado Carioca), en junio
de 2014 se presentó a la Agencia
Nacional de Petróleo, Gas Natural
y Biocombustibles de Brasil (ANP)
el plan de desarrollo del área
nordeste. Se estima que el inicio
de producción en el campo Lapa
se produzca a finales de 2016.
• En el campo en producción
Albacora Leste, donde Repsol
tiene una participación del 10%,
se presentó a final de 2014
a las autoridades del país
(ANP) la solicitud de extensión
del contrato de concesión
por 27 años más (de 2025
a 2052). A mediados de 2014
se inició la perforación del sondeo
exploratorio Arapuça, en el
presalino de Albacora Leste.
• En el bloque BM-C-33, en las
aguas profundas de la cuenca
de Campos y dentro del plan
de evaluación de los tres
hasta la fecha, se comunicó
a mediados de 2014 a la ANP el
descubrimiento de una importante
columna de hidrocarburos
con el sondeo exploratorio Seat-2.
A mediados de 2015 se realizará
un test de producción (DST)
para evaluar los resultados
positivos alcanzados con este
pozo, que ayudará a definir
el futuro plan de desarrollo
del área.
El sondeo exploratorio Seat-2
ha sido perforado con el buque
de séptima generación Ocean Rig
Mylos, que comenzó su actividad
en noviembre. Este barco, construido
en Corea del Sur, es uno de los más
modernos y seguros del mundo
y puede utilizarse para perforaciones
en láminas de agua de hasta 3.700
metros. Repsol contrató este buque
en 2012 por un período de tres años,
con opción de extenderlo dos más.
comenzó a producir en febrero
de 2014, el tercero en abril
y el cuarto en julio del mismo año.
La puesta en producción
de este último permitió alcanzar
la capacidad máxima de 120 Kbbl/d
del primer barco-plataforma
tipo FPSO Cidade de São Paulo.
Sapinhoá es uno de los principales
proyectos de crecimiento
de Repsol. El pozo descubridor
fue considerado en 2008 por IHS
como uno de los cinco mayores
hallazgos en el mundo ese año.
La producción de este crudo
de gran calidad tiene lugar en el área
sur de Sapinhoá a través de una
plataforma flotante que produce,
almacena y traslada el petróleo
a otro buque. El FPSO (Floating
Production, Storage and Offloading)
Cidade de São Paulo tiene capacidad
para procesar 120.000 barriles
de crudo y 5 millones de metros
cúbicos de gas al día.
En 2014, durante la segunda fase
de desarrollo del campo Sapinhoá,
en su área norte, se instaló la
plataforma FPSO Cidade de Ilhabela,
que tiene una capacidad
de producción de 150.000 barriles
de crudo y 6 millones de metros
cúbicos de gas al día. Repsol Sinopec
Brasil participa con un 25% en este
importante proyecto, que comparte
con Petrobras (45% y operador)
y BG (30%).
A mediados de noviembre se puso
en producción el área norte
de Sapinhoá a través de la FPSO
Cidade de Ilhabela. Se espera
que a finales de 2015 se alcance
también el plateau de producción
de 150.000 barriles de crudo
al día en esta área del megacampo
Sapinhoá Norte, en el bloque BM-S-9.
• En el marco del proyecto
de desarrollo del otro gran
descubrimiento en el bloque
BM-S-9, Lapa (anteriormente
UPSTREAM

62 63
El barco está siendo empleado
inicialmente para el plan de
evaluación del bloque BM-C-33.
Repsol ha realizado como operador
tres importantes descubrimientos
en este bloque: Pão de Açúcar
(2012), Gávea (2011) y Seat (2010).
Los tres yacimientos juntos
representan uno de los mayores
descubrimientos hechos hasta
el momento en el presalino de la
cuenca de Campos.
El bloque BM-C-33 es operado
por Repsol Sinopec Brasil (35%),
en colaboración con Statoil (35%)
y Petrobras (30%).
• Durante la primera mitad de 2014
se realizó un test de producción
(DST) en el pozo Sagitario, situado
en el bloque BM-S-50, en las aguas
profundas de la cuenca de Santos,
en el presalino de Brasil. Los
resultados fueron satisfactorios
y probaron el buen potencial
del reservorio. Después del DST,
el consorcio tomó la decisión
de pasar a la siguiente fase del plan
de delineación, que incluirá una
campaña de sísmica 3D y un pozo
de evaluación.
Sagitario, un importante
descubrimiento exploratorio de
petróleo de buena calidad realizado
en junio de 2013, fue el primer pozo
perforado en el bloque. Está situado
a 194 kilómetros de la costa de São
Paulo y tiene una lámina de agua
de 1.860 metros. La compañía
IHS lo incluyó en su lista de los diez
mayores descubrimientos mundiales
realizados en el primer semestre
de 2013. Repsol Sinopec Brasil
tiene una participación del 20%
en este bloque, que está operado
por Petrobras. Este descubrimiento
consolida a Repsol Sinopec
como una de las principales
empresas con presencia en el
presalino brasileño.
Bulgaria Canadá
poseía en Bulgaria derechos mineros
sobre 1 bloque de exploración
con una superficie neta
de 4.266 km2
. En 2014 se registraron
461 km2
de sísmica 3D.
Hitos 2014
• En el bloque exploratorio marino
Han Asparuh, ubicado en el
Mar Negro, se realizaron durante
2014 trabajos de interpretación
de la sísmica 3D del área
para definir posibles objetivos.
El bloque fue adjudicado en agosto
de 2012 a un consorcio formado
por Repsol (30%), Total
(40% y operador) y OMV (30%)
por parte de las autoridades
de Bulgaria. Se sitúa en la
subcuenca occidental del Mar Negro,
a una profundidad de entre 200
y 2.000 metros de lámina de agua.
Se trata de una zona fronteriza
compleja geológicamente
y de alta prospectividad. El bloque
Repsol poseía en Canadá derechos
mineros sobre 7 bloques
de exploración con una superficie
neta de 2.599 km2
.
Hitos 2014
• En el primer trimestre de 2014
se procedió a la reversión del
bloque EL-1111, operado por la
compañía Husky y donde Repsol
tenía una participación del 33%.
UPSTREAM
• En enero de 2015 se comunicó
a la ANP los buenos resultados
preliminares del primer pozo
de evaluación en el descubrimiento
Pão de Açúcar, en el bloque BM-
C-33, que está operado por Repsol
Sinopec Brasil (35%). El sondeo
de evaluación se encuentra
en la fase final de perforación.
se encuentra 25 kilómetros al sur
de un importante descubrimiento
de gas anunciado en 2012
por ExxonMobil y OMV en aguas
de Rumanía.

64 65
Colombia Ecuador Estados Unidos
A finales de 2014, Repsol tenía
en Colombia derechos mineros
con una superficie neta
de 12.720 km2
y 4 de desarrollo,
con un área neta de 152 km2
.
La producción neta del año
fue de 0,9 Mbbl (2.406 bbld)
de petróleo. Las reservas probadas
netas al cierre del ejercicio
se estimaban en 4,5 Mbbl.
Hitos 2014
• En agosto, en la ronda licitatoria
2014, la Agencia Nacional
de Hidrocarburos (ANH) adjudicó
a Repsol el bloque exploratorio
Col-4. Está participado por Repsol
(33,34% y operador), ExxonMobil
(33,33%) y Statoil (33,33%),
y se sitúa en aguas ultraprofundas
del Mar Caribe. El bloque tiene
una superficie de 10.793 km2
y está previsto incorporarlo
oficialmente al dominio minero
Repsol tenía en Ecuador al cierre
de 2014 derechos mineros
sobre 2 bloques de desarrollo
que cuentan con una superficie
neta de 486 km2
. Los bloques
están regidos bajo un contrato
de servicios en vigor desde 2012.
La producción neta del año
fue de 3,7 Mbbl (10.168 bbld)
de petróleo, la mayor parte
procedente del bloque 16.
Las reservas probadas netas
de petróleo a fin del ejercicio
se estimaban en 10 Mbbl.
En diciembre de 2013 se suscribió
el contrato modificatorio
del bloque 16 con la Secretaría
de Hidrocarburos, lo que supuso
la incorporación del campo
Wati a dicho bloque y la extensión
del plazo contractual hasta el
31 de diciembre de 2022. En 2014
también se gestionó el contrato
modificatorio del bloque Tivacuno.
de la compañía durante el primer
semestre de 2015.
• En el tercer trimestre de 2014
se firmó con la compañía Statoil
su entrada en dos bloques
marinos: Tayrona y Guajira
Offshore-1. Se acordó la venta
a Statoil de una participación
del 10% en el bloque Tayrona
y de un 20% en Guajira Offshore-1.
Al finales de 2014, la operación
estaba pendiente de aprobación
por parte de la ANH. Tras el cierre
de la operación, Repsol mantendrá
un 20% en el bloque Tayrona,
operado por Petrobras, y un 30%
en el de Guajira Offshore-1,
operado por Repsol.
• En diciembre de 2014 se anunció
el primer descubrimiento de gas
en aguas profundas del Caribe
colombiano con el pozo Orca-1,
situado en el bloque Tayrona,
a 40 kilómetros de la costa
UPSTREAM
Repsol tenía en Estados Unidos
derechos mineros sobre 497
bloques situados en el Golfo
de México (Green Canyon,
Alaminos Canyon, Atwater Valley,
Garden Banks, Keathley Canyon,
Mississippi Canyon y Walker
Ridge) y Alaska (en las cuencas
de North Slope, Beaufort Sea
y Chukchy Sea). Del total, 491 son
de exploración, con una superficie
neta de 5.794 km2
, y los otros
6 son de desarrollo (39 km2
).
Adicionalmente, Repsol participa
en el importante proyecto
de recursos no convencionales
Mississippian Lime. La producción
neta del año se situó en 12,7 Mbep
(34.791 bepd), mientras que las
reservas probadas netas al cierre
del ejercicio se estimaban
en 60,2 Mbep. En 2014 se
terminaron 3 pozos exploratorios,
destacando el descubrimiento
realizado en el cuarto trimestre
del año con el sondeo León.
Se compraron 2.213 km2
de sísmica
marina 3D y se registraron
1.733 km2
de sísmica terrestre 3D.
Hitos 2014
• En octubre de 2014 se anunció
un importante descubrimiento
de petróleo de buena calidad
con el pozo exploratorio León,
en las aguas ultraprofundas
del Golfo de México
estadounidense. El hallazgo
se realizó a 350 kilómetros
de la costa de Louisiana,
en el bloque Keathley Canyon 642,
donde Repsol es la compañía
operadora (participación
del 60%). Con 9.684 metros,
se trata de uno de los pozos
más profundos operados
por Repsol y refleja la capacidad
tecnológica de la compañía
en aguas profundas.
del departamento de La Guajira.
El pozo alcanzó una profundidad
de 4.240 metros, con una
lámina de agua de 674 metros.
Los socios del bloque analizarán
los resultados del sondeo,
así como la información sísmica
adquirida, para determinar el
potencial gasífero y las posibilidades
económicas del bloque.

66 67
El pozo León encontró un almacén
neto (net pay) de petróleo
de más de 150 metros de espesor,
dentro de una columna de más
de 400 metros. El pozo se perforó
bajo una lámina de agua de unos
1.900 metros.
Los bloques sobre los que se
extiende la totalidad del prospecto
fueron adquiridos por el consorcio
integrado por Repsol y Ecopetrol
(40%) en las rondas 208 de marzo
de 2009 (KC-642, 643 y 686)
y 213 de marzo de 2010 (KC-687).
Con el descubrimiento León,
Repsol continúa reforzando
su posición en Estados Unidos,
una de las grandes áreas
estratégicas para la compañía.
Repsol cuenta con una amplia
experiencia en la perforación
de sondeos en aguas profundas
y una capacidad tecnológica
reconocida internacionalmente,
con proyectos punteros
en exploración y producción
de hidrocarburos como son
Caleidoscopio y Sherlock.
• En el marco de los trabajos
de evaluación y exploración del
North Slope de Alaska, durante
el segundo trimestre de 2014
se terminaron dos sondeos
de evaluación con resultado
positivo (Qugruk-5 y Qugruk-7).
También se perforó el sondeo
exploratorio Tuttu-1, que se
encuentra en evaluación. Los
buenos resultados obtenidos
hasta la fecha tras los tres
en 2013 y la información que se
obtendrá en la próxima campaña
de perforación (invierno 2014-2015)
permitirán definir un primer
plan de desarrollo de los recursos
encontrados en North Slope.
En esta zona se incorporaron
al dominio minero 16 bloques
exploratorios durante 2014.
Las actividades de exploración
en esta zona solo se pueden
realizar cuatro meses al año,
cuando el terreno está congelado.
Repsol es la compañía operadora
del consorcio descubridor,
con una participación del 70%,
en asociación con las empresas
norteamericanas 70 & 48 LLC
(22,5%), subsidiaria de Armstrong
Oil and Gas, y GMT Exploration
Company (7,5%). El North Slope
de Alaska es un área especialmente
prometedora, ya que ha demostrado
ser rica en petróleo.
• En el cuarto trimestre del año
se terminó, con resultado positivo,
el segundo sondeo de evaluación
del descubrimiento Buckskin,
que está situado a 50 kilómetros del
descubrimiento León. Este hallazgo
se une a los resultados positivos
obtenidos en 2011 con el primer
sondeo de evaluación. Con la
información recabada hasta la
fecha se terminará de confirmar
el gran potencial de recursos
del yacimiento y se definirá
próximamente el plan de desarrollo
del campo. Repsol, como operador
del proyecto en su primera fase
exploratoria, realizó en 2009
este importante descubrimiento
a una profundidad total de unos
9.000 metros (el pozo más
profundo operado hasta ese
momento por Repsol y uno de los
más hondos perforados en la zona).
• En la lease sale 231 del Golfo
de México, el Bureau of Ocean
Energy Management (BOEM)
adjudicó en el primer trimestre
del año el bloque Walker Ridge 577
al consorcio formado por Repsol
(40%) y Marathon (60% y operador).
La zona central del Golfo
de México se considera una de las
cuencas más prometedoras
de Estados Unidos.
• En el activo de recursos no
convencionales Mississippian Lime,
ubicado entre los estados de Kansas
y Oklahoma, en el que Repsol
participa desde 2012 tras
el acuerdo alcanzado con la
petrolera estadounidense
SandRidge Energy, se continuó
en 2014 con la intensa campaña
de perforación, con más de 400
pozos productores perforados
durante el ejercicio, lo que permitió
incrementar la producción,
compensando el declino natural
de este tipo de pozos con recursos
no convencionales.
• En el importante activo de Shenzi,
situado en las aguas profundas
del Golfo de México y donde Repsol
tiene una participación del 28%,
en 2014 se siguió produciendo
con normalidad, en una fase
de plateau. Actualmente hay
15 pozos en producción (13 a través
de la plataforma Shenzi y dos
a través de la plataforma Marco Polo)
y 4 pozos inyectores.
La diversificada cartera de proyectos
de Repsol en Estados Unidos,
que incluye activos en producción
y otros exploratorios de gran
potencial, tanto onshore como
offshore, sitúa a este país
como una de las grandes áreas
clave de crecimiento de la compañía
y fortalece la estrategia de crecimiento
en países de la OCDE.

68 69
GuyanaGabón Indonesia
Repsol contaba en 2014
con derechos mineros sobre 1
bloque de exploración en el
offshore de Guyana que abarca
.
En mayo de 2013, Repsol
firmó un nuevo contrato PSC
(Production Sharing Contract)
con el gobierno de Guyana
para la exploración del bloque
denominado Kanuku. Dicho
contrato contempla un
periodo inicial de cuatro años,
con posibilidad de extensiones
hasta un máximo de 10 años.
El bloque tiene una extensión
total de 6.525 km2
y se localiza
en la costa de Guyana,
a unos 160 kilómetros de la
desembocadura del río Berbice.
Repsol disponía en 2014
de derechos mineros sobre 1 bloque
de exploración, que tiene una
.
Hitos 2014
• En la segunda mitad del ejercicio,
Repsol y el gobierno de Gabón
firmaron el contrato de exploración
y producción del bloque E-13
(Luna Muetse). La participación
en este bloque, que había sido
adjudicado en octubre de 2013,
se distribuye entre Repsol (80%)
y el Estado de Gabón (20%).
Se trata de un bloque offshore
situado en aguas profundas, al
norte de la cuenca de South Gabon.
Repsol disponía al cierre de 2014
de derechos mineros sobre 7
bloques de exploración
en Indonesia con una superficie
neta de 29.252 km2
. En 2014 se
compraron 6.204 km2
de sísmica
marina 2D.
Hitos 2014
• A mediados de 2014 se cerró
el acuerdo con la compañía Niko
para adquirir una participación
del 50% en Cendrawasih Bay II,
con lo que Repsol pasó a controlar
el 100% del bloque.
Irak
Repsol contaba al cierre de 2014
con derechos mineros sobre 2
bloques de exploración en el
Kurdistán iraquí que suman
.
Hitos 2014
• Durante el segundo trimestre
de 2014 concluyó la perforación
de dos sondeos exploratorios
(Binari Serwan-1, en el bloque
Qala Dze, y Zewe, en el
de Piramagrun). Ambos fueron
declarados no comerciales.
UPSTREAM

70 71
Libia
UPSTREAM
Repsol tenía a finales de 2014
en este país norteafricano derechos
mineros sobre 4 bloques. De estos,
2 son de exploración y suman
.
Los 2 bloques de desarrollo tienen
un área neta de 1.566 km2
.
Las reservas probadas netas
de petróleo al cierre del ejercicio
se estimaban en 102,4 Mbbl.
Hitos 2014
• Durante 2014 y de manera
intermitente se produjeron paradas
parciales o totales de la producción
que afectaron durante más de 220
días a los campos de los bloques
NC-115 y NC-186, que se encuentran
en la cuenca de Murzuq. Estos
episodios no programados
se debieron a motivos de seguridad
o al bloqueo en la línea
de exportación, en un contexto
de inestabilidad en el país.
Liberia
poseía en Liberia derechos mineros
sobre 1 bloque de exploración
(LB-10), que abarca una superficie
neta de 172 km2
.
Hitos 2014
se hizo efectiva la decisión de los
socios de no pasar a la siguiente
fase exploratoria en el bloque
LB-15, operado por Anadarko
y donde Repsol controlaba el 27,5%.
• En el bloque LB-10, donde
Repsol participa con el 10%,
en el tercer trimestre de 2014
se finalizaron dos sondeos
exploratorios (Iroko y Timbo)
que se declararon no comerciales.
• Como consecuencia del deterioro
de las condiciones de seguridad,
el personal expatriado de las
oficinas de Repsol en Trípoli fue
evacuado el 15 de julio y el personal
de campo, el 30 de julio de 2014.
• En 2014 se terminaron 3 sondeos
exploratorios con resultado
negativo (Khaima, Sanam y Agrub).
Irlanda
Repsol tenía al cierre de 2014
derechos mineros sobre
1 área exploratoria en Irlanda
(proyecto Dunquin) que abarca
una superficie neta de 435 km2
.
Hitos 2014
• En 2014 se solicitó a las autoridades
del país una extensión de un año
en el bloque (sin compromisos
exploratorios) para poder evaluar
los resultados del sondeo Dunquin,
que se declaró no comercial
en el tercer trimestre de 2013.

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