hecho de importancia presentación información financiera · o en downstream, el resultado neto...

REFINERIA LA PAMPILLA S.A.A.

viernes, 03 de noviembre de 2017

Sres.

Superintendencia del Mercado de Valores

Presente.-

De conformidad con lo establecido en el Reglamento de Hechos de Importancia e Información Reservada, aprobado

mediante Resolución SMV Nº 005-2014-SMV/01, comunicamos la siguiente información:

Envío de Información Financiera Consolidada de la Empresa Matriz

Empresa Matriz : REPSOL S.A.

Tipo de Información : Trimestral

Periodo : 2017 - 3

Órgano que aprueba : Otros

Fecha de Aprobación : 03/11/2017

Datos de las personas responsables de la elaboración de la información : MIGUEL MARTINEZ

Archivos aprobados :

- Información Financiera :

Resultados 3T 2017.pdf

Cordialmente,

HECHO DE IMPORTANCIA : Comunicación de Presentación de EEFF

SUBSIDIARIAS CUYA INFORMACION SE CONSOLIDA

ALBATROS S.A.R.L.

CARBON BLACK ESPAÑOLA, S.A.

GAS NATURAL SDG, S.A.

GASTREAM MEXICO S.A. DE C.V.

PETROLEOS DEL NORTE, S.A. - PETRONOR


REPSOL BOLIVIA S.A.

REPSOL BUTANO S.A.

REPSOL CHILE S.A.

REPSOL EXPLORACION, S.A.

REPSOL GESTION DE DIVISA SL

REPSOL INTERNATIONAL FINANCE B.V.

REPSOL ITALIA, SPA

REPSOL LUSITANIA, S.L.

REPSOL NUEVAS ENERGIAS S.A.

REPSOL PERU B.V.

REPSOL PETROLEO, S.A.

REPSOL PORTUGUESA, S.A.

REPSOL QUIMICA, S.A.

REPSOL SINOPEC BRASIL S.A.

REPSOL TESORERIA Y GESTION FINANCIERA S.A.

Repsol Trading S.A.

THE REPSOL COMPANY OF PORTUGAL LTD.

PATRICK FERNANDO ALVAREZ MEDINA

REPRESENTANTE BURSATIL


Resultados 3T 2017

3 de Noviembre de 2017

Resultados 3T 2017

1

ÍNDICE

BASES DE PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN ..................................................................... 2

PRINCIPALES MAGNITUDES ....................................................................................................... 4

PRINCIPALES HITOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2017 ........................................................... 4

ANÁLISIS DE RESULTADOS POR SEGMENTOS .......................................................................... 6

UPSTREAM ........................................................................................................................................................................ 6

DOWNSTREAM ................................................................................................................................................................ 9

CORPORACIÓN Y OTROS ........................................................................................................................................... 10

ANÁLISIS DE RESULTADOS: RESULTADOS ESPECÍFICOS........................................................ 11

RESULTADOS ESPECÍFICOS ..................................................................................................................................... 11

ANÁLISIS DE FLUJOS DE EFECTIVO: ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO AJUSTADO ............ 12

ANÁLISIS DE DEUDA NETA: EVOLUCIÓN DE LA DEUDA NETA .............................................. 13

HECHOS DESTACADOS .............................................................................................................. 14

ANEXO I - INFORMACIÓN FINANCIERA Y MAGNITUDES OPERATIVAS POR SEGMENTOS.....15

MAGNITUDES OPERATIVAS ..................................................................................................................................... 23

ANEXO II – ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ............................................................. 26

ANEXO III – CONCILIACIÓN MAGNITUDES NON-GAAP A NIIF ................................................ 30

Resultados 3T 2017

2

BASES DE PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN

La definición de los segmentos de negocio del Grupo Repsol se basa en la delimitación de las diferentes

actividades desarrolladas y que generan ingresos y gastos, así como en la estructura organizativa

aprobada por el Consejo de Administración para la gestión de los negocios. Tomando como referencia

estos segmentos, el equipo directivo de Repsol (Comités Ejecutivos Corporativo, de E&P y de

Downstream) analiza las principales magnitudes operativas y financieras para la toma de decisiones sobre

la asignación de recursos y la evaluación del rendimiento de la Compañía.

Los segmentos de operación del Grupo son:

Upstream, correspondiente a las operaciones de exploración y producción de las reservas de crudo y gas natural y;

Downstream, que corresponde, principalmente, a las siguientes actividades: (i) refino y petroquímica, (ii) trading y transporte de crudo y productos, (iii) comercialización de productos petrolíferos, químicos y GLP y (iv) comercialización, transporte y regasificación de gas natural y gas natural licuado (GNL).

Por último, Corporación y otros incluye las actividades no imputadas a los anteriores segmentos de

negocio y, en particular, los gastos de funcionamiento de la corporación, el resultado financiero, los

resultados y magnitudes correspondientes a la participación en Gas Natural SDG1, así como los ajustes de

consolidación intersegmento.

El Grupo no realiza agrupaciones de segmentos para la presentación de la información.

Repsol presenta los resultados de los segmentos incluyendo los negocios conjuntos2 y otras sociedades

gestionadas3 operativamente como tales, de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo,

considerando sus magnitudes operativas y económicas bajo la misma perspectiva y con el mismo nivel de

detalle que las de las sociedades consolidadas por integración global. De esta manera, el Grupo considera

que queda adecuadamente reflejada la naturaleza de sus negocios y la forma en que se analizan sus

resultados para la toma de decisiones.

Por otra parte, el Grupo, atendiendo a la realidad de sus negocios y a la mejor comparabilidad con las

compañías del sector, utiliza como medida del resultado de cada segmento el denominado Resultado

Neto Ajustado, que se corresponde con el Resultado de operaciones continuadas a coste de reposición

(“Current Cost of Supply” o CCS), neto de impuestos y minoritarios y sin incluir ciertos ingresos y gastos

(“Resultados específicos”). El Resultado financiero se asigna al Resultado Neto Ajustado de Corporación y

otros.

El resultado a coste de reposición (CCS), comúnmente utilizado en la industria para presentar los

resultados de los negocios Downstream que deben trabajar con importantes inventarios sujetos a

fluctuación constante de precios, no es aceptado en la normativa contable europea pero facilita la

comparabilidad con otras compañías del sector y el seguimiento de los negocios con independencia del

1 Incluye el resultado neto de la sociedad de acuerdo con el método de la participación. El resto de magnitudes (EBITDA, Flujo de Caja libre, etc.) únicamente incluyen los flujos de efectivo que se hayan generado en el Grupo como accionista de Gas Natural SDG, S.A. (dividendos) 2 Los negocios conjuntos en el modelo de presentación de los resultados de los segmentos se consolidan proporcionalmente de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo. Véase la Nota 8 de los Estados financieros intermedios resumidos consolidados correspondientes al tercer trimestre y al periodo de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2017 y el Anexo I de las Cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2016, donde se identifican los principales negocios conjuntos del Grupo. 3 Corresponde a Petrocarabobo, S.A. (Venezuela), entidad asociada del Grupo.

Resultados 3T 2017

3

impacto de las variaciones de precios sobre sus inventarios. En el Resultado a CCS, el coste de los

volúmenes vendidos en el periodo se determina de acuerdo con los costes de aprovisionamiento y de

producción del propio periodo. Como consecuencia de lo anterior, el Resultado Neto Ajustado no incluye

el denominado Efecto Patrimonial. Este Efecto Patrimonial se presenta de forma independiente, neto de

impuestos y minoritarios, y se corresponde con la diferencia entre el resultado a CCS y el resultado a Coste

Medio Ponderado, que es el criterio utilizado por la compañía para determinar sus resultados conforme a

la normativa contable europea.

Asimismo, el Resultado Neto Ajustado tampoco incluye los denominados Resultados Específicos, esto es,

ciertas partidas significativas cuya presentación separada se considera conveniente para facilitar el

seguimiento de la gestión ordinaria de las operaciones de los negocios. Se incluyen aquí las

plusvalías/minusvalías por desinversiones, los costes de reestructuración de personal, los deterioros de

activos y las provisiones para riesgos y otros gastos relevantes. Los Resultados Específicos se presentan de

forma independiente, netos de impuestos y minoritarios.

Toda la información presentada a lo largo de la presente nota, se ha elaborado de acuerdo a los criterios

mencionados anteriormente, excepto la contenida en el Anexo II Estados Financieros Consolidados, que

han sido elaborados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera adoptada por

la Unión Europea (NIIF-UE).

En el Anexo III se incluye la conciliación de las magnitudes que se presentan por segmentos a las que

figuran en los estados financieros consolidados (NIIF-UE).

La información y desgloses relativos a las MAR4 utilizadas en la presente Nota de Resultados del tercer

trimestre de 2017 se incluyen en el Anexo IV “Medidas Alternativas de rendimiento” de los Estados

Financieros Intermedios Consolidados correspondiente al tercer trimestre y al período enero-septiembre

2017 y en la página web de Repsol.

Repsol publicará a lo largo del día de hoy los Estados Financieros Intermedios Consolidados

correspondiente al tercer trimestre y al período enero-septiembre 2017, y estarán disponibles en la

página web de Repsol y de la CNMV (Comisión Nacional del Mercado de Valores).

4 En octubre de 2015 la European Securities Markets Authority (ESMA) publicó las Directrices sobre Medidas Alternativas de Rendimiento (MAR) de aplicación obligatoria para la información regulada que se publique a partir del 3 de julio de 2016.

https://www.repsol.energy/es/accionistas-inversores/informacion-economica-financiera/medidas-alternativas-de-rendimiento/index.cshtml

Resultados 3T 2017

4

PRINCIPALES MAGNITUDES (Cifras no auditadas)

(*) 1.000 Mcf/d = 28,32 Mm3/d = 0,178 Mbep/d.

PRINCIPALES HITOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2017

El resultado neto ajustado del tercer trimestre de 2017 ascendió a 576 M€, 269 M€ superior respecto

al mismo periodo del año anterior. El resultado neto alcanzó 527 M€, un 10% superior respecto al

tercer trimestre de 2016.

Los resultados trimestrales por cada segmento de operación se resumen a continuación:

o El resultado neto ajustado de Upstream se ha situado en 148 M€, 176 M€ superior al del mismo

trimestre de 2016, debido principalmente a los mayores precios de realización de crudo y gas, la

reanudación de la producción en Libia y los menores gastos de exploración. Estos efectos fueron

parcialmente compensados por una mayor amortización técnica. Unas menores tasas impositivas

efectivas, como resultado del mix de resultados y la evolución de las tasas de cambio de las

monedas locales, impactaron positivamente el resultado ajustado.

o En Downstream, el resultado neto ajustado fue de 502 M€, un 27% superior al del mismo período

del año anterior como consecuencia de la mejora de los márgenes y los mayores volúmenes de

destilación en Refino España y Perú, así como unas mayores ventas en el negocio Petroquímico,

Resultados (millones de euros) 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

Upstream (28) 115 148 - 35 487 -

Downstream 395 429 502 27,1 1.329 1.431 7,7

Corporación y Otros (60) (48) (74) (23,3) (140) (216) (54,3)

RESULTADO NETO AJUSTADO 307 496 576 87,6 1.224 1.702 39,1

Efecto Patrimonial (6) (144) 10 - (4) (50) -

Resultado Específico 180 15 (59) - (100) (69) 31,0

RESULTADO NETO 481 367 527 9,6 1.120 1.583 41,3

Magnitudes económicas (millones de euros) 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

EBITDA 1.141 1.264 1.607 40,8 3.558 4.715 32,5

EBITDA CCS 1.148 1.463 1.587 38,2 3.557 4.781 34,4

INVERSIONES NETAS (1.645) 630 645 - (607) 1.819 -

DEUDA NETA 9.988 7.477 6.972 (30,2) 9.988 6.972 (30,2)

DEUDA NETA / EBITDA A CCS (x) 2,18 1,28 1,10 (49,5) 2,11 1,09 (48,1)

Magnitudes operativas 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS (Miles de bbl/d) 239 253 252 5,3 247 254 3,1

PRODUCCIÓN DE GAS (*) (Millones scf/d) 2.423 2.381 2.477 2,2 2.510 2.433 (3,1)

PRODUCCIÓN TOTAL (Miles de bep/d) 671 677 693 3,3 694 688 (0,9)

PRECIO DE REALIZACIÓN DE CRUDO ($/Bbl) 41,5 44,1 47,7 15,1 37,2 47,1 26,7

PRECIO DE REALIZACIÓN GAS ($/Miles scf) 2,2 2,8 2,7 21,4 2,3 2,9 24,2

UTILIZACIÓN DESTILACIÓN REFINO ESPAÑA (%) 91,8 91,6 98,7 7,5 84,9 92,4 8,8

UTILIZACIÓN CONVERSIÓN REFINO ESPAÑA (%) 106,9 102,9 104,3 (2,4) 100,8 101,4 0,6

INDICADOR MARGEN DE REFINO ESPAÑA ($/Bbl) 5,1 6,2 7,0 37,3 6,0 6,8 13,3

Resultados 3T 2017

5

mejores resultados en el negocio de Trading, una mayor contribución del negocio de Marketing y

un mejor comportamiento del negocio de GLP.

o En Corporación y otros, el resultado neto ajustado fue -74 M€, 14 M€ inferior al del mismo

periodo de 2016, principalmente por una menor contribución de Gas Natural Fenosa con motivo

de la reducción en 2016 de la participación en dicha sociedad parcialmente compensado por

menores costes corporativos y menor gasto financiero por intereses.

La producción media de Upstream alcanzó 693 Kbep/d en el tercer trimestre del 2017, un 3% superior

a la del mismo período de 2016 debido principalmente a la reanudación de la producción en Libia, el

inicio de la producción de Juniper (Trinidad y Tobago), Lapa (Brasil), Flyndre, Shaw y Cayley (Reino

Unido) y la conexión de pozos en Sapinhoa Norte (Brasil). Todo ello parcialmente compensado por la

venta de TSP (Trinidad y Tobago), Tangguh (Indonesia) y Ogan Komering (Indonesia), al declino natural

de los campos y al impacto de la fluctuación en la demanda de gas en Perú y Bolivia.

El EBITDA CCS del tercer trimestre de 2017 alcanzó 1.587 M€, un 38% superior al mismo periodo de

2016. El EBITDA CCS de los nueve primeros meses de 2017 alcanzó 4.781 M€, un 34% superior al

mismo periodo de 2016.

La deuda neta del Grupo a cierre del tercer trimestre de 2017 se situó en 6.972 M€, 505 M€ inferior

respecto al cierre del segundo trimestre de 2017, principalmente debido a la fuerte generación de caja

operativa, que supera con creces las inversiones netas, los intereses financieros y el pago de

dividendos. El ratio de deuda neta sobre capital empleado se situó en el 18,8%.

Se continúa avanzando hacia nuestros objetivos estratégicos de Sinergias y Eficiencias, con la

estimación de que el proyecto alcance los 2.100 M€ de ahorro en 2017. A cierre del tercer trimestre

2017, el 80% del objetivo inicial del año se ha contabilizado en los estados financieros. Los ahorros

principalmente vienen de reducciones en servicios externos, gastos de personal y costes de desarrollo.

Resultados 3T 2017

6

ANÁLISIS DE RESULTADOS POR SEGMENTOS

UPSTREAM (Cifras no auditadas)

(*) Sólo costes directos atribuibles a proyectos de exploración. (**) 1.000 Mcf/d = 28,32 Mm3/d = 0,178 Mbep/d

El resultado neto ajustado en el trimestre ascendió a 148 M€, 176 M€ superior al registrado en el mismo

periodo de 2016, debido principalmente a los mayores precios de realización de crudo y gas, la

reanudación de la producción en Libia y los menores gastos de exploración. Estos efectos fueron

parcialmente compensados por una mayor amortización técnica. Unas menores tasas impositivas

efectivas, como resultado del mix de resultados y la evolución de las tasas de cambio de las monedas

locales, impactaron positivamente el resultado ajustado.

Los principales factores que explican las variaciones en el resultado de la división de Upstream excluyendo

la aportación de Libia respecto al mismo trimestre del año anterior son:

Los mayores precios de realización de crudo y gas, netos del efecto de regalías, han tenido un efecto

positivo en el resultado operativo de 193 M€.

La menor producción, ha contribuido negativamente al resultado operativo en 25 M€.


3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

RESULTADO NETO AJUSTADO (28) 115 148 - 35 487 -

Resultado de las operaciones 64 168 180 181,3 (15) 683 -

Impuesto sobre beneficios (91) (61) (41) 54,9 46 (217) -

Resultado de participadas y minoritarios (1) 8 9 - 4 21 -

EBITDA 502 745 755 50,4 1.435 2.421 68,7

INVERSIONES NETAS 444 466 474 6,8 1.725 1.395 (19,1)

TIPO IMPOSITIVO EFECTIVO (%) 140 36 24 (116,0) (317) 32 -

Cotizaciones internacionales 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

Brent ($/Bbl) 45,9 49,6 52,1 13,5 41,9 51,8 23,6

WTI ($/Bbl) 44,9 48,1 48,2 7,3 41,5 49,4 19,0

Henry Hub ($/MBtu) 2,8 3,2 3,0 7,1 2,3 3,2 38,5

Tipo de cambio medio ($/€) 1,12 1,10 1,17 4,5 1,12 1,11 (0,9)

Precios de realización 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

CRUDO ($/Bbl) 41,5 44,1 47,7 15,1 37,2 47,1 26,7

GAS ($/Miles scf) 2,2 2,8 2,7 21,4 2,3 2,9 24,2

Exploración (*) 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

G&A y amortización de bonos y sondeos secos 108 85 69 (36,1) 173 210 21,4

Producción 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

LÍQUIDOS (Miles de bbl/d) 239 253 252 5,3 247 254 3,1

GAS (*) (Millones scf/d) 2.423 2.381 2.477 2,2 2.510 2.433 (3,1)

TOTAL (Miles de bep/d) 671 677 693 3,3 694 688 (0,9)

Resultados 3T 2017

7

La actividad exploratoria, excluyendo el efecto tipo de cambio, ha tenido un impacto positivo en el

resultado operativo de 36 M€, debido principalmente a una menor amortización de bonos.

Las amortizaciones fueron 55 M€ superiores debido principalmente a la mayor producción en Brasil y

Trinidad y Tobago, parcialmente compensadas por la venta de TSP (Trinidad y Tobago) y Tangguh

(Indonesia).

Los impuestos sobre beneficios han impactado positivamente el resultado neto en 88 M€ debido

principalmente al mix de tasas nominales aplicadas y al impacto de las monedas locales

fundamentalmente en Brasil, Venezuela y Colombia.

Los resultados de sociedades participadas y minoritarios, la variación del tipo de cambio y otros

costes explican las diferencias restantes.

La reanudación de la producción en Libia impactó en 63M€ y 26M€ durante el trimestre en el resultado operativo y en el resultado neto ajustado respectivamente. La producción media de Upstream alcanzó 693 Kbep/d en el tercer trimestre del 2017, un 3% superior a la

del mismo período de 2016 debido principalmente a la reanudación de la producción en Libia, el inicio de

la producción de Juniper (Trinidad y Tobago), Lapa (Brasil), Flyndre, Shaw y Cayley (Reino Unido) y la

conexión de pozos en Sapinhoa Norte (Brasil). Todo ello parcialmente compensado por la venta de TSP

(Trinidad y Tobago), Tangguh (Indonesia) y Ogan Komering (Indonesia), el declino natural de los campos y

el impacto de la fluctuación en la demanda de gas en Perú y Bolivia.

Durante el tercer trimestre de 2017, se completaron tres pozos exploratorios. Un pozo fue declarado

positivo mientras que los dos restantes fueron declarados negativos. Al final del periodo se encontraban

en curso ocho pozos exploratorios y un pozo de evaluación, de los cuales uno de ellos ha finalizado en

Octubre 2017 habiéndose declarado negativo con impacto en los resultados del tercer trimestre.

Resultados Acumulados

El resultado neto ajustado en los primeros nueve meses de 2017 ascendió a 487 M€, 452 M€ más que en

el mismo periodo de 2016, debido principalmente a mayores precios de realización de crudo y gas, la

reanudación de la producción en Libia y por la reducción de costes, parcialmente compensado por

menores volúmenes de producción y unos mayores gastos de exploración. Adicionalmente, un mayor

impuesto por beneficios ha tenido un impacto negativo debido a unos mejores resultados y a la evolución

en los tipos de cambio de las monedas locales.

La producción media en los primeros nueve meses del 2017 alcanzó 688 Kbep/d, en línea con el mismo

periodo de 2016. La reanudación de la producción en Libia, el inicio de producción y ramp-up de Lapa

(Brasil), la conexión de nuevos pozos en Sapinhoa Norte (Brasil) y el inicio de producción en Juniper

(Trinidad y Tobago) fueron compensados por la venta de activos, el declino natural de los campos, la

menor demanda de gas y el efecto precio en los contratos de producción compartida (PSC)

principalmente en Bolivia e Indonesia, y el cese de la producción de Varg en Noruega.

Resultados 3T 2017

8

Inversiones de Explotación netas

Las inversiones de explotación netas en Upstream en el tercer trimestre de 2017 ascendieron a 474 M€, 30 M€ mayores que el tercer trimestre de 2016. Excluyendo las desinversiones, las inversiones en desarrollo representaron un 81% de la inversión total y

se realizaron principalmente en Estados Unidos (25%), Canadá (14%), Trinidad y Tobago (13%), Malasia

(6%), Reino Unido (6%), Brasil (6%), Argelia (5%), Vietnam (5%) y Perú (5%); las inversiones en

exploración representaron un 18% del total y se realizaron fundamentalmente en Vietnam (25%),

Indonesia (23%), Colombia (13%), Argelia (8%) y Bolivia (6%).

Las inversiones de explotación netas en Upstream en los primeros nueve meses de 2017 ascendió a 1.395

M€, 330 M€ inferiores que al mismo periodo de 2016.

Excluyendo las desinversiones, las inversiones en desarrollo representaron el 82% de la inversión total y

se realizaron principalmente en Estados Unidos (21%), Trinidad y Tobago (19%), Canadá (11%), Reino

Unido (8%), Argelia (7%), Brasil (7%), Malasia (4%), Perú (4%) y Bolivia (4%). Las inversiones en

exploración representaron un 17% del total y se realizaron fundamentalmente en Colombia (18%),

Vietnam (15%), Indonesia (9%), Bolivia (8%), Trinidad y Tobago (7%), Argelia (7%) y Noruega (6%).

Resultados 3T 2017

9

DOWNSTREAM (Cifras no auditadas)

El resultado neto ajustado del Downstream en el tercer trimestre de 2017 ha ascendido a 502 M€, un

27% superior al del tercer trimestre de 2016.

Los principales impactos en los negocios del Downstream que explican los resultados del tercer trimestre

de este año frente al del año anterior son:

En Refino, un mayor margen de refino y unas mayores tasas de utilización en las unidades de

destilación, manteniendo una elevada utilización de las unidades de conversión, han generado un

efecto positivo en el resultado operativo de 150 M€. La fortaleza de los diferenciales de los productos

fueron parcialmente compensados por el estrechamiento en los diferenciales entre crudos ligeros y

pesados.

En Química, las mayores ventas generaron un efecto positivo en el resultado operativo de 10 M€. El

negocio sigue mostrando una fortaleza destacable a pesar de la ligera reducción del margen por la

apreciación de la nafta y los mayores costes energéticos.

En los negocios comerciales, Marketing, Lubricantes y GLP, el resultado de las operaciones fue

superior en 22 M€ en el tercer trimestre de 2017 debido principalmente a una mejora de los

resultados en el negocio de Marketing y un mejor comportamiento del negocio de GLP.


3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

RESULTADO NETO AJUSTADO 395 429 502 27,1 1.329 1.431 7,7

Resultado de las operaciones 522 571 686 31,4 1.751 1.920 9,7

Impuesto sobre beneficios (129) (137) (172) (33,3) (410) (473) (15,4)

Resultado de participadas y minoritarios 2 (5) (12) - (12) (16) (33,3)

RESULTADO NETO AJUSTADO A MIFO 389 285 512 31,6 1.325 1.381 4,2

Efecto patrimonial (6) (144) 10 - (4) (50) -

EBITDA 688 557 904 31,4 2.273 2.422 6,6

EBITDA CCS 695 756 884 27,2 2.272 2.488 9,5

INVERSIONES NETAS (196) 154 163 - (454) 408 -

TIPO IMPOSITIVO EFECTIVO (%) 25 24 25 - 23 25 2,0

Magnitudes operativas 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

INDICADOR MARGEN DE REFINO ESPAÑA ($/Bbl) 5,1 6,2 7,0 37,3 6,0 6,8 13,3

UTILIZACIÓN DESTILACIÓN REFINO ESPAÑA (%) 91,8 91,6 98,7 7,5 84,9 92,4 8,8

UTILIZACIÓN CONVERSIÓN REFINO ESPAÑA (%) 106,9 102,9 104,3 (2,4) 100,8 101,4 0,6

VENTAS DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS

(Miles de toneladas)12.471 13.007 13.442 7,8 34.522 38.513 11,6

VENTAS DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS

(Miles de toneladas)702 695 740 5,5 2.178 2.148 (1,4)

VENTAS DE GLP

(Miles de toneladas)327 315 247 (24,6) 1.379 997 (27,7)

COMERCIALIZACIÓN GN NORTEAMÉRICA (TBtu) 89,9 110,3 110,1 22,5 310,7 375,7 20,9

Cotizaciones internacionales ($/Mbtu) 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

Henry Hub 2,8 3,2 3,0 7,1 2,3 3,2 38,5

Algonquin 2,8 2,9 2,3 (17,9) 2,9 3,2 11,9

Resultados 3T 2017

10

En Trading y Gas & Power, el resultado operativo fue superior en 19 M€ al del tercer trimestre de 2016

principalmente por la mejora de los resultados del negocio de Trading.

Los resultados de otras actividades, de sociedades participadas y minoritarios, el efecto del tipo de

cambio y los impuestos explican el resto de la variación.

Resultados Acumulados

El resultado neto ajustado correspondiente a los primeros nueve meses de 2017 fue de 1.431 M€, un 8%

superior respecto al mismo periodo del 2016, debido a unos mayores márgenes y mayores tasas de

utilización en el negocio de Refino tanto en España como en Perú, mayores resultados en Trading y Gas &

Power, así como un mejor desempeño en el negocio de Marketing. Todo ello parcialmente compensado

por una menor contribución del negocio de GLP como consecuencia de las ventas llevadas a cabo en 2016.

Inversiones de Explotación netas

Las inversiones de explotación en Downstream en el tercer trimestre y en los primeros nueve meses de

2017 ascendieron a 163 M€ y 408 M€, respectivamente.

CORPORACIÓN Y OTROS (Cifras no auditadas)

CORPORACIÓN Y AJUSTES

El resultado de Corporación y ajustes en el tercer trimestre de 2017 ascendió a -72 M€, frente a -80 M€

en el mismo trimestre del año anterior, principalmente debido a menores costes corporativos.

En los primeros nueve meses de 2017, Corporación y ajustes representaron un gasto neto de 196 M€,

comparado con un gasto neto de 233 M€ en el mismo periodo del año anterior, gracias a menores costes

corporativos.

RESULTADO FINANCIERO

El resultado financiero del tercer trimestre de 2017 fue de -110 M€, 13 M€ superior al del tercer trimestre

de 2016 debido principalmente a menores gastos por intereses financieros en 2017.


3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

RESULTADO NETO AJUSTADO (60) (48) (74) (23,3) (140) (216) (54,3)

Resultado de Corporación y ajustes (80) (68) (72) 10,0 (233) (196) 15,9

Resultado financiero (123) (74) (110) 10,6 (385) (339) 11,9

Impuesto sobre beneficios 63 44 59 (6,3) 203 160 (21,2)

Gas Natural Fenosa 80 50 49 (38,8) 275 159 (42,2)

EBITDA (49) (38) (52) (6,1) (150) (128) 14,7

INTERESES NETOS (incluye preferentes) (104) (89) (85) 18,3 (328) (268) 18,3

INVERSIONES NETAS (1.893) 10 8 - (1.878) 16 -

TIPO IMPOSITIVO EFECTIVO (%) (31) (30) (33) (2,0) (33) (30) 3,0

Resultados 3T 2017

11

El resultado financiero en los primeros nueve meses de 2017 fue de -339 M€, 46 M€ mejor que en el

mismo periodo del año anterior principalmente debido a menores gastos por intereses financieros y

mayores resultados por posiciones por tipo de cambio, parcialmente compensados por las plusvalías

obtenidas durante la recompra de bonos de Talisman en 2016.

GAS NATURAL FENOSA

El resultado neto ajustado atribuible a Repsol, en el tercer trimestre de 2017, asciende a 49 M€, un 39%

inferior en comparación con el mismo periodo del año anterior, debido principalmente a la menor

participación en la compañía desde septiembre de 2016 y a unos menores resultados en los negocios de

comercialización de gas y electricidad, parcialmente compensado por unos mayores resultados en el

negocio de distribución de gas en Latinoamérica.

El resultado neto ajustado en los primeros nueve meses de 2017 fue de 159 M€, un 42% inferior que en el

mismo periodo del año anterior, debido principalmente a la menor participación en la compañía desde

septiembre de 2016 y a unos menores resultados en la comercialización de gas y electricidad,

parcialmente compensado por unos mayores resultados en el negocio de distribución de gas en

Latinoamérica.

ANÁLISIS DE RESULTADOS: RESULTADOS ESPECÍFICOS

RESULTADOS ESPECÍFICOS (Cifras no auditadas)

Los resultados específicos en el tercer trimestre de 2017 supusieron un pérdida de 59 M€, debido

principalmente a provisiones y los costes de reestructuración de personal.

Los resultados específicos en los primeros nueve meses de 2017 dieron como resultado una pérdida de

69 M€, principalmente como resultado de los costes de reestructuración de personal, del deterioro de

valor activos y las provisiones fiscales, parcialmente compensados por la reversión de provisiones

ambientales.

Results (€ Million) 3T 2016 2T 2017 3T 2017% Variación

3T16/3T17

Acumulado

2016

Acumulado

2017

% Variación

2016/2017

Desinversiones 383 5 (2) - 633 21 (96,7)

Reestructuración de plantilla (25) (34) (13) 48,0 (370) (49) 86,8

Deterioros (24) 2 1 - (34) (25) 26,5

Provisiones y otros (154) 42 (45) 70,8 (329) (16) 95,1

RESULTADOS ESPECÍFICOS 180 15 (59) - (100) (69) 31,0

Resultados 3T 2017

12

ANÁLISIS DE FLUJOS DE EFECTIVO: ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO AJUSTADO

En este apartado se recoge el Estado de Flujos de Efectivo Ajustado del Grupo:

(Cifras no auditadas)

(1) Incluye un efecto inventario antes de impuestos de -67 M€ y 1 M€ para 2017 y 2016, respectivamente.

2016 2017

I. FLUJO DE CAJA DE LAS OPERACIONES

EBITDA A CCS 3.557 4.781

Cambios en el capital corriente (1.071) (602)

Cobros de dividendos 383 203

Cobros/(pagos) por impuesto de beneficios 54 (507)

Otros cobros/(pagos) de actividades de explotación (493) (298)

2.430 3.577

II. FLUJO DE CAJA DE ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

Pagos por inversiones (2.260) (1.931)

Cobros por desinversiones 2.722 30

462 (1.901)

FLUJO DE CAJA LIBRE (I. + II.) 2.892 1.676

Pagos por dividendos y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio (415) (332)

Intereses netos (466) (414)

Autocartera (114) (222)

CAJA GENERADA EN EL PERIODO 1.897 708

Actividades de financiación y otros (1.094) (796)

AUMENTO/(DISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES 803 (88)

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 2.769 4.918

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 3.572 4.830

ENERO - SEPTIEMBRE

(1)

Resultados 3T 2017

13

ANÁLISIS DE DEUDA NETA: EVOLUCIÓN DE LA DEUDA NETA

En este apartado se recogen los datos de la deuda financiera neta ajustada del Grupo:


(1) Incluye un efecto de inventario antes de impuestos de 19 millones de euros y -67 millones de euros para el tercer trimestre de 2017 y los primeros nueve meses de 2017, respectivamente (2) Incluye principalmente intereses de la deuda, dividendos cobrados, provisiones aplicadas y los efectos de la incorporación/venta de sociedades.

La deuda neta del Grupo a cierre del tercer trimestre de 2017 se situó en 6.972 M€, 505 M€ inferior

respecto al cierre del segundo trimestre de 2017, principalmente debido a la fuerte generación de caja

operativa, que supera con creces las inversiones netas, los intereses financieros y el pago de dividendos. El

ratio de deuda neta sobre capital empleado se situó en el 18,8%.

La liquidez del Grupo a cierre del tercer trimestre de 2017 se sitúo aproximadamente en 7.700 M€

(incluyendo el efectivo, las líneas de créditos comprometidas no dispuestas y los depósitos en entidades

financieras con disponibilidad inmediata) lo que supone aproximadamente 1,8 veces los vencimientos de

deuda bruta en el corto plazo.

EVOLUCIÓN DE LA DEUDA NETA (Millones de euros) 3T 2017

Enero -

Septiembre

2017

DEUDA NETA GRUPO AL INICIO DEL PERIODO 7.477 8.144

EBITDA A CCS (1.587) (4.781)

VARIACIÓN FONDO DE MANIOBRA COMERCIAL (1) 129 602

COBROS / PAGOS POR IMPUESTOS DE BENEFICIOS 127 507

INVERSIONES NETAS 670 1.902

DIVIDENDOS Y REMUNERACIONES DE OTROS INSTRUMENTOS DE PATRIMONIO 189 332

EFECTO TIPO DE CAMBIO (52) (278)

INTERESES Y OTROS MOVIMIENTOS (2) 19 544

DEUDA NETA AL CIERRE DEL PERIODO 6.972 6.972

2017

CAPITAL EMPLEADO OP. CONT. (M€) 37.028

DEUDA NETA / CAPITAL EMPLEADO (%) 18,8

ROACE (%) 6,7

DEUDA NETA / EBITDA A CCS (x) 1,09

Resultados 3T 2017

14

HECHOS DESTACADOS

Desde la publicación de los resultados del segundo trimestre de 2017, los hechos más significativos

relacionados con la Compañía han sido los siguientes:

En Upstream, en julio se procedió a la adjudicación a Repsol por parte de las autoridades de México del

bloque exploratorio 11, dentro de la 2ª Ronda Exploratoria en aguas someras celebrada en junio. Repsol

es la compañía operadora con el 60% en asociación con la compañía mexicana Sierra con el 40% restante.

El 16 de agosto dentro de la Ronda Exploratoria 249 (Lease Sale) en el Golfo de México estadounidense,

Repsol (50% W.I.) en asociación con Ecopetrol (50% W.I) obtuvo la adjudicación de cuatro nuevos bloques

exploratorios (bloques 77, 78, 121 y 122) en la cuenca marina de Garden Banks.

El 7 de septiembre, Repsol y sus socios anunciaron que habían tomado varios de los hitos clave para

comenzar con la ejecución del proyecto Buckskin que previamente había sido aprobado. Este proyecto de

desarrollo de aguas profundas a gran escala ha sido delineado por múltiples pozos anteriores y contará

con un enlace submarino con el Lucius Spar operado por Anadarko y ubicado en los bloques 785, 828, 829,

830, 871 y 872 de Keathley Canyon en el Golfo de México en aproximadamente 6.800 pies de agua.

El 4 de octubre se anunció que en el mes de septiembre, dentro de la 6ª fase del proyecto de desarrollo

del bloque PM-3 CAA en Malasia, se concluyó con éxito la instalación de una nueva plataforma (Wellhead

platform) en la zona Norte de este campo offshore. La nueva plataforma (Bunga Pakma) permitirá

aumentar los niveles de producción a mediados de 2018 una vez concluyan los trabajos de conexión y

puesta en servicio, así como las actividades de perforación de desarrollo.

El 9 de octubre, la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil anunció la adjudicación de un bloque

exploratorio a Repsol como compañía operadora en la 14ª ronda. El nuevo bloque exploratorio (ES-M-

667) se sitúa en las aguas de la cuenca de Espirito Santo y supone el primer bloque de exploración en

Brasil desde 2005.

En Corporación, el 11 de Octubre de 2017, se publicó el “Trading Statement con información provisional

para el tercer trimestre de 2017, incluyendo tantos datos del escenario económico así como de actividad

de la compañía durante el periodo.

Madrid, 3 de Noviembre de 2017

Hoy 3 de Noviembre de 2017 a las 13:00 horas (CET), tendrá lugar una teleconferencia para analistas e

inversores institucionales con el objetivo de informar de los resultados del Grupo Repsol correspondientes

al tercer trimestre 2017. La teleconferencia podrá seguirse en directo por los accionistas y por cualquier

persona interesada a través de la página web de Repsol en Internet (www.repsol.com). La grabación del

acto completo de la misma estará a disposición de los accionistas e inversores y de cualquier persona

interesada en www.repsol.com durante un plazo no inferior a 1 mes.

http://www.repsol.com/


Resultados 3T 2017

15

ANEXO I - INFORMACIÓN FINANCIERA Y

MAGNITUDES OPERATIVAS POR SEGMENTOS

3º TRIMESTRE 2017

Resultados 3T 2017

16


Resultado de

las

operaciones

Resultado

financiero

Impuesto

sobre

beneficios

Resultado de

participadas y

minoritarios

Resultado

neto ajustado

Efecto

Patrimonial

Resultados

Específicos

Resultado

Neto

Upstream 64 - (91) (1) (28) - (286) (314)

Downstream 522 - (129) 2 395 (6) 159 548

Corporación y otros (80) (123) 63 80 (60) - 307 247

TOTAL 506 (123) (157) 81 307 (6) 180 481

TOTAL RESULTADO NETO 180 481

Resultado de

las

operaciones

Resultado

financiero

Impuesto

sobre

beneficios

Resultado de

participadas y

minoritarios

Resultado

neto ajustado

Efecto

Patrimonial

Resultados

Específicos

Resultado

Neto

Upstream 168 - (61) 8 115 - 53 168

Downstream 571 - (137) (5) 429 (144) 3 288

Corporación y otros (68) (74) 44 50 (48) - (41) (89)

TOTAL 671 (74) (154) 53 496 (144) 15 367

TOTAL RESULTADO NETO 15 367

Resultado de

las

operaciones

Resultado

financiero

Impuesto

sobre

beneficios

Resultado de

participadas y

minoritarios

Resultado

neto ajustado

Efecto

Patrimonial

Resultados

Específicos

Resultado

Neto

Upstream 180 - (41) 9 148 - (19) 129

Downstream 686 - (172) (12) 502 10 (1) 511

Corporación y otros (72) (110) 59 49 (74) - (39) (113)

TOTAL 794 (110) (154) 46 576 10 (59) 527

TOTAL RESULTADO NETO (59) 527

TERCER TRIMESTRE 2017Millones de euros

Millones de euros

Millones de euros

TERCER TRIMESTRE 2016

SEGUNDO TRIMESTRE 2017

RESULTADOS POR SEGMENTOS DE NEGOCIO

Resultados 3T 2017

17

Resultado de

las

operaciones

Resultado

financiero

Impuesto

sobre

beneficios

Resultado de

participadas y

minoritarios

Resultado

neto ajustado

Efecto

Patrimonial

Resultados

Específicos

Resultado

Neto

Upstream (15) - 46 4 35 - (496) (461)

Downstream 1.751 - (410) (12) 1.329 (4) 267 1.592

Corporación y ajustes (233) (385) 203 275 (140) - 129 (11)

TOTAL 1.503 (385) (161) 267 1.224 (4) (100) 1.120

TOTAL RESULTADO NETO (100) 1.120

Resultado de

las

operaciones

Resultado

financiero

Impuesto

sobre

beneficios

Resultado de

participadas y

minoritarios

Resultado

neto ajustado

Efecto

Patrimonial

Resultados

Específicos

Resultado

Neto

Upstream 683 - (217) 21 487 - (8) 479

Downstream 1.920 - (473) (16) 1.431 (50) 21 1.402

Corporación y ajustes (196) (339) 160 159 (216) - (82) (298)

TOTAL 2.407 (339) (530) 164 1.702 (50) (69) 1.583

TOTAL RESULTADO NETO (69) 1.583

Millones de euros ACUMULADO A SEPTIEMBRE 2016

Millones de euros ACUMULADO A SEPTIEMBRE 2017

Resultados 3T 2017

18


3T16 2T17 3T17 2016 2017

UPSTREAM 64 168 180 (15) 683

Europa, África y Brasil 170 141 123 151 434

Sudamérica 12 105 122 181 405Norteamérica (13) (23) (36) (181) (70)

Asia y Rusia 25 46 54 63 186Exploración y Otros (130) (101) (83) (229) (272)

DOWNSTREAM 522 571 686 1.751 1.920Europa 530 581 676 1.774 1.835Resto del Mundo (8) (10) 10 (23) 85

CORPORACIÓN Y OTROS (80) (68) (72) (233) (196)

TOTAL 506 671 794 1.503 2.407

DATOS TRIMESTRALES ENERO - SEPTIEMBRE

Millones de euros

RESULTADO DE LAS OPERACIONES POR SEGMENTO Y ÁREA GEOGRÁFICA

Resultados 3T 2017

19


3T16 2T17 3T17 2016 2017

UPSTREAM (28) 115 148 35 487

Europa, África y Brasil 51 59 79 109 220Sudamérica 18 53 107 190 266Norteamérica (11) (15) (25) (125) (50)

Asia y Rusia 13 21 38 32 112Exploración y Otros (99) (3) (51) (171) (61)

DOWNSTREAM 395 429 502 1.329 1.431Europa 405 437 498 1.345 1.381Resto del Mundo (10) (8) 4 (16) 50


TOTAL 307 496 576 1.224 1.702

ENERO - SEPTIEMBRE

Millones de euros

DATOS TRIMESTRALES

RESULTADO NETO AJUSTADO POR SEGMENTO Y ÁREA GEOGRÁFICA

Resultados 3T 2017

20


3T16 2T17 3T17 2016 2017

UPSTREAM 502 745 755 1.435 2.421

Europa, África y Brasil 102 238 243 261 780Sudamérica 148 224 270 572 805Norteamérica 174 164 142 376 488Asia y Rusia 118 135 142 345 472Exploración y Otros (40) (16) (42) (119) (124)

DOWNSTREAM (1) 688 557 904 2.273 2.422

Europa 670 546 863 2.219 2.266Resto del Mundo 18 11 41 54 156


TOTAL 1.141 1.264 1.607 3.558 4.715

DOWNSTREAM 695 756 884 2.272 2.488

TOTAL 1.148 1.463 1.587 3.557 4.781

(1) EBITDA CCS M€

Millones de euros


EBITDA POR SEGMENTO Y ÁREA GEOGRÁFICA

Resultados 3T 2017

21


3T16 2T17 3T17 2016 2017

UPSTREAM 444 466 474 1.725 1.395

Europa, África y Brasil 149 86 87 444 264Sudamérica 122 128 104 526 394Norteamérica 61 102 145 255 362

Asia y Rusia 23 87 57 130 190Exploración y Otros 89 63 81 370 185

DOWNSTREAM (196) 154 163 (454) 408Europa (195) 108 119 (332) 304

Resto del Mundo (1) 46 44 (122) 104

CORPORACIÓN Y AJUSTES (1.893) 10 8 (1.878) 16

TOTAL (1.645) 630 645 (607) 1.819

Millones de euros


INVERSIONES DE EXPLOTACIÓN NETAS POR SEGMENTO Y ÁREA GEOGRÁFICA

Resultados 3T 2017

22


4T16 3T17

Upstream 23.853 22.163

Downstream 9.469 9.477

Corporación y otros 5.933 5.388

TOTAL 39.255 37.028

ROACE (%) 6,7

ROACE a CCS (%) 6,9

Millones de euros

ACUMULADO

CAPITAL EMPLEADO POR SEGMENTO DE NEGOCIO

Resultados 3T 2017

23

MAGNITUDES OPERATIVAS

3º TRIMESTRE 2017

Resultados 3T 2017

24

Unidad 1T 2016 2T 2016 3T 2016 4T 2016 2016 1T 2017 2T 2017 3T 2017 Acum 2017% Variación

2017/2016

PRODUCCION DE HIDROCARBUROS K Bep/día 714 697 671 679 690 693 677 693 688 (0,9)

Producción de Líquidos K Bep/día 255 246 239 233 243 258 253 252 254 3,1

Europa, Africa y Brasil K Bep/día 94 89 90 88 90 121 120 123 121 32,8

Latam y Caribe K Bep/día 69 69 66 67 68 60 59 58 59 (13,4)

Norteamérica K Bep/día 58 57 54 50 54 51 49 48 49 (12,5)

Asia y Rusia K Bep/día 35 32 28 28 31 27 25 24 25 (19,8)

Producción de Gas Natural K Bep/día 459 451 432 446 447 435 424 441 433 (3,1)K Bep/díaEuropa, Africa y Brasil K Bep/día 22 19 16 18 18 15 15 16 15 (17,8)K Bep/día

Latam y Caribe K Bep/día 233 238 227 238 234 229 229 243 234 0,5K Bep/díaNorteamérica K Bep/día 130 129 126 125 127 125 123 123 124 (3,6)K Bep/díaAsia y Rusia K Bep/día 74 64 63 66 67 65 57 59 60 (10,1)M scf/d

Producción de Gas Natural M scf/d 2.579 2.530 2.423 2.506 2.509 2.442 2.381 2.477 2.433 (3,1)

MAGNITUDES OPERATIVAS DE UPSTREAM

Resultados 3T 2017

25

Unidad 1T 2016 2T 2016 3T 2016 4T 2016 2016 1T 2017 2T 2017 3T 2017 Acum 2017% Variación

2017/2016

CRUDO PROCESADO M tep 10,4 9,4 11,3 12,2 43,2 10,9 11,6 12,4 35,0 12,8

Europa M tep 9,6 8,6 10,3 11,0 39,4 9,6 10,2 11,1 31,0 8,8

Resto del Mundo M tep 0,8 0,8 0,9 1,2 3,8 1,3 1,4 1,3 4,0 57,3

VENTAS DE PROD.PETROLÍFEROS Kt 11.125 10.926 12.471 13.526 48.048 12.064 13.007 13.442 38.513 11,6

Ventas Europa Kt 9.927 9.810 11.155 11.895 42.787 10.473 11.321 11.711 33.505 8,5

Marketing Propio Kt 4.854 5.109 5.319 5.186 20.468 5.042 5.287 5.543 15.872 3,9

Productos claros Kt 4.021 4.260 4.506 4.327 17.114 4.280 4.478 4.632 13.390 4,7

Otros productos Kt 833 849 813 859 3.354 762 809 911 2.482 (0,5)

Resto Ventas Mercado Nacional Kt 1.920 1.965 2.069 2.129 8.083 2.081 2.044 2.227 6.352 6,7

Productos claros Kt 1.873 1.895 2.024 2.075 7.867 2.035 1.996 2.162 6.193 6,9

Otros productos Kt 47 70 45 54 216 46 48 65 159 (1,9)

Exportaciones Kt 3.153 2.736 3.767 4.580 14.236 3.350 3.990 3.941 11.281 16,8

Productos claros Kt 1.370 940 1.428 2.201 5.939 1.172 1.580 1.734 4.486 20,0

Otros productos Kt 1.783 1.796 2.339 2.379 8.297 2.178 2.410 2.207 6.795 14,8

Ventas Resto del Mundo Kt 1.198 1.116 1.316 1.631 5.261 1.591 1.686 1.731 5.008 38,0

Marketing Propio Kt 570 508 569 591 2.238 523 566 605 1.694 2,9

Productos claros Kt 518 470 538 546 2.072 481 502 543 1.526 0,0

Otros productos Kt 52 38 31 45 166 42 64 62 168 38,8

Resto Ventas Mercado Nacional Kt 312 328 341 360 1.341 353 327 356 1.036 5,6

Productos claros Kt 252 271 286 297 1.106 288 273 291 852 5,3

Otros productos Kt 60 57 55 63 235 65 54 65 184 7,0

Exportaciones Kt 316 280 406 680 1.682 715 793 770 2.278 127,3

Productos claros Kt 128 130 126 177 561 215 147 214 576 50,0

Otros productos Kt 188 150 280 503 1.121 500 646 556 1.702 175,4

QUÍMICA

VENTAS PROD. PETROQUIMICOS Kt 764 713 702 714 2.892 712 695 740 2.148 (1,4)

Europa Kt 641 615 589 584 2.428 609 581 640 1.829 (0,8)

Básica Kt 238 224 213 218 893 215 206 245 667 (1,3)

Derivada Kt 402 391 376 366 1.535 393 374 395 1.162 (0,5)

Resto del Mundo Kt 124 98 112 130 464 104 114 100 318 (4,7)

Básica Kt 35 21 18 27 101 19 17 22 58 (21,2)

Derivada Kt 89 76 95 103 363 85 98 78 260 (0,0)

GLP

GLP comercializado Kt 631 422 327 368 1.747 436 315 247 997 (27,7)

Europa Kt 427 256 215 363 1.261 430 310 242 983 9,5

Resto del Mundo Kt 204 166 112 5 487 5 5 4 15 (97,0)Resto Ventas Mercado Nacional: Incluye ventas a operadores y bunker.

Exportaciones: Se expresan desde el país de origen.

MAGNITUDES OPERATIVAS DE DOWNSTREAM

Resultados 3T 2017

26

ANEXO II – ESTADOS FINANCIEROS

CONSOLIDADOS

3º TRIMESTRE 2017

Resultados 3T 2017

27

(Millones de euros)

Elaborado de acuerdo a Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE)

DICIEMBRE SEPTIEMBE

2016 2017

ACTIVO NO CORRIENTE

Fondo de Comercio 3.115 2.810

Otro inmovilizado intangible 1.994 1.828

Inmovilizado material 27.297 24.741

Inversiones inmobiliarias 66 65

Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación 10.176 9.388

Activos financieros no corrientes:

Instrumentos financieros no corrientes 1.081 1.073

Otros 123 118

Activos por impuestos diferidos 4.746 4.393

Otros activos no corrientes 323 266

ACTIVO CORRIENTE

Activos no corrientes mantenidos para la venta 144 21

Existencias 3.605 3.589

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 5.885 6.263

Otros activos corrientes 327 228

Otros activos financieros corrientes 1.280 1.360

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4.687 4.588

TOTAL ACTIVO 64.849 60.731

PATRIMONIO NETO TOTAL

Atribuido a la sociedad dominante y otros tenedores de instrumentos de

patrimonio30.867 29.790

Atribuido a los intereses minoritarios 244 266

PASIVO NO CORRIENTE

Subvenciones 4 3

Provisiones no corrientes 6.127 5.424

Pasivos financieros no corrientes 9.482 8.008

Pasivos por impuesto diferido 1.379 1.064

Otros pasivos no corrientes:

Deuda no corriente por arrendamiento financiero 1.550 1.364

Otros 459 449

PASIVO CORRIENTE

Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta 146 3

Provisiones corrientes 872 707

Pasivos financieros corrientes 6.909 6.999

Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar:

Deuda corriente por arrendamiento financiero 208 189

Otros acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 6.602 6.465

TOTAL PASIVO 64.849 60.731

BALANCE DE SITUACIÓN DE REPSOL

Resultados 3T 2017

28

(Millones de euros)


3T16 2T17 3T17 2016 2017Resultado de explotación 740 413 653 1.418 1.910

Resultado financiero (92) (65) (83) (288) (268)

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación 40 83 178 252 401

Resultado antes de impuestos 688 431 748 1.382 2.043

Impuesto sobre beneficios (198) (60) (203) (232) (429)

Resultado del ejercicio procedente de operaciones continuadas 490 371 545 1.150 1.614

Resultado atribuido a intereses minoritarios por op. continuadas (9) (4) (18) (30) (31)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 481 367 527 1.120 1.583

Resultado de operaciones interrumpidas 0 0 0 0 0

RESULTADO NETO 481 367 527 1.120 1.583

Resultado atribuido a la sociedad dominante por acción (*)

Euros/acción(*) 0,32 0,24 0,34 0,73 1,03

USD/ADR 0,35 0,27 0,40 0,81 1,21

Nº medio acciones(**) 1.503.587.903 1.519.471.462 1.522.658.876 1.506.310.890 1.520.940.363

Tipos de cambio dólar/euro a la fecha de cierre de cada trimestre: 1,12 1,14 1,18 1,12 1,18

(*)

(**)

ENERO - SEPTIEMBREDATOS TRIMESTRALES

En enero 2016, diciembre 2016 y junio de 2017 se realizaron ampliaciones de capital como parte del sistema de retribución a los accionistas denominado “Repsol dividendo

flexible”, por lo que actualmente el capital social emitido está formado por 1.527.393.053 acciones. El número medio ponderado de acciones en circulación para los periodos

presentados ha sido recalculado con respecto al publicado en periodos anteriores para incluir el efecto de dichas ampliaciones de capital, de acuerdo a lo establecido en la NIC 33

"Beneficio por acción". Asimismo, se ha tenido en cuenta el número medio de acciones en propiedad de la compañía durante cada período.

En el cálculo del beneficio por acción se ha ajustado el gasto por intereses correspondiente a las obligaciones perpetuas subordinadas (7 M€ ddi a 3T2016, 2T2017 y 3T2017).

CUENTA DE RESULTADOS

Resultados 3T 2017

29

(Millones de euros)


2016 2017

I. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN (*)

Resultado antes de impuestos 1.382 2.043

Ajustes al resultado:

Amortización del inmovilizado 1.758 1.965

Otros ajustes del resultado (netos) (137) (266)

EBITDA 3.003 3.742

Cambios en el capital corriente (756) (115)


Cobros/(pagos) por impuesto de beneficios 69 (470)

Otros cobros/(pagos) de actividades de explotación (459) (223)

OTROS FLUJOS DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE EXPLOTACION (5) (359)

2.242 3.268

II. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (*)

Pagos por inversiones

Empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio (629) (152)

Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias (1.379) (1.391)

Otros activos financieros (142) (375)

Pagos por inversiones (2.150) (1.918)

Cobros por desinversiones 2.995 21

Otros flujos de efectivo (1) (4)

844 (1.901)

III. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN (*)

Emisión de intrumentos de patrimonio propios 0 0

Cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio (114) (222)

Cobros por emisión de pasivos financieros 10.115 7.930

Pagos por devolución y amortización de pasivos financieros (11.164) (8.469)

Pagos por dividendos y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio (415) (332)

Pagos de intereses (463) (412)

Otros cobros/(pagos) de actividades de financiación (96) 71

(2.137) (1.434)

Efecto de las variaciones en los tipos de cambio de operaciones continuadas (10) (32)

AUMENTO/(DISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE OPERACIONES CONTINUADAS 939 (99)

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 2.448 4.687

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 3.387 4.588

(*) Corresponde a los flujos de efectivo de las operaciones continuadas

ENERO - SEPTIEMBRE

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO

Resultados 3T 2017

30

ANEXO III – CONCILIACIÓN MAGNITUDES

NON-GAAP A NIIF

3º TRIMESTRE 2017

Resultados 3T 2017

31


Resultado AjustadoReclasificación de

Negocios Conjuntos

Resultados

EspecíficosEfecto Patrimonial Total ajustes Total Consolidado

Resultado de explotación 506 (8) 249 (7) 234 740

Resultado financiero (123) (89) 120 - 31 (92)

Rdo de participadas 88 (48) - - (48) 40

Resultado antes de impuestos 471 (145) 369 (7) 217 688

Impuesto sobre beneficios (157) 145 (188) 2 (41) (198)

Rdo del ejercicio procedente de op. continuadas 314 - 181 (5) 176 490

Rdo atribuido a minoritarios (7) - (1) (1) (2) (9)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 307 - 180 (6) 174 481

Resultado de operaciones interrumpidas - - - - - -

RESULTADO NETO 307 - 180 (6) 174 481


Negocios Conjuntos

Resultados


Resultado de explotación 671 (96) 37 (199) (258) 413

Resultado financiero (74) 8 1 - 9 (65)

Rdo de participadas 62 21 - - 21 83

Resultado antes de impuestos 659 (67) 38 (199) (228) 431

Impuesto sobre beneficios (154) 67 (23) 50 94 (60)

Rdo del ejercicio procedente de op. continuadas 505 - 15 (149) (134) 371

Rdo atribuido a minoritarios (9) - - 5 5 (4)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 496 - 15 (144) (129) 367


RESULTADO NETO 496 - 15 (144) (129) 367


Negocios Conjuntos

Resultados


Resultado de explotación 794 (132) (29) 20 (141) 653


Rdo de participadas 60 116 2 - 118 178

Resultado antes de impuestos 744 (5) (11) 20 4 748

Impuesto sobre beneficios (154) 5 (48) (6) (49) (203)

Rdo del ejercicio procedente de op. continuadas 590 - (59) 14 (45) 545

Rdo atribuido a minoritarios (14) - - (4) (4) (18)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 576 - (59) 10 (49) 527


RESULTADO NETO 576 - (59) 10 (49) 527

SEGUNDO TRIMESTRE 2017

AJUSTES



AJUSTES

Millones de euros

Millones de euros

Millones de euros

AJUSTES

RECONCILIACIÓN DEL RESULTADO AJUSTADO CON LOS ESTADOS FINANCIEROS

CONSOLIDADOS

Resultados 3T 2017

32


Negocios Conjuntos

Resultados


Resultado de explotación 1.503 (116) 30 1 (85) 1.418

Resultado financiero (385) (5) 102 - 97 (288)

Rdo de participadas 294 (42) - - (42) 252

Resultado antes de impuestos 1.412 (163) 132 1 (30) 1.382

Impuesto sobre beneficios (161) 163 (233) (1) (71) (232)

Rdo del ejercicio procedente de op. continuadas 1.251 - (101) - (101) 1.150

Rdo atribuido a minoritarios (27) - 1 (4) (3) (30)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 1.224 - (100) (4) (104) 1.120


RESULTADO NETO 1.224 - (100) (4) (104) 1.120


Negocios Conjuntos

Resultados


Resultado de explotación 2.407 (353) (78) (66) (497) 1.910


Rdo de participadas 195 204 2 - 206 401

Resultado antes de impuestos 2.263 (99) (55) (66) (220) 2.043

Impuesto sobre beneficios (530) 99 (14) 16 101 (429)

Rdo del ejercicio procedente de op. continuadas 1.733 - (69) (50) (119) 1.614

Rdo atribuido a minoritarios (31) - - - - (31)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 1.702 - (69) (50) (119) 1.583


RESULTADO NETO 1.702 - (69) (50) (119) 1.583

ACUMULADO A SEPTIEMBRE 2016

AJUSTES

Millones de euros

ACUMULADO A SEPTIEMBRE 2017

AJUSTES

Millones de euros

Resultados 3T 2017

33


Deuda neta

Reclasificación de

Negocios Conjuntos (1)

Deuda neta según

balance NIIF-UEDeuda neta

Reclasificación de

Negocios Conjuntos (1)

Deuda neta según

balance NIIF-UE

ACTIVO NO CORRIENTE

Instrumentos financieros no corrientes 424 657 1.081 374 699 1.073

ACTIVO CORRIENTE

Otros activos financieros corrientes 52 1.228 1.280 238 1.122 1.360

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4.918 (231) 4.687 4.830 (242) 4.588

PASIVO NO CORRIENTE

Pasivos financieros no corrientes (9.540) 58 (9.482) (8.155) 147 (8.008)

PASIVO CORRIENTE

Pasivos financieros corrientes (4.085) (2.824) (6.909) (4.334) (2.665) (6.999)

PARTIDAS NO INCLUIDAS EN BALANCE

Valoración neta a mercado de derivados financieros ex-tipo de cambio (2) 87 0 87 75 0 75

DEUDA NETA (8.144) (9.256) (6.972) (7.911)

(2) En este epígrafe se elimina el valor neto a mercado por derivados financieros diferentes a derivados de tipo de cambio.

DICIEMBRE 2016 SEPTIEMBRE 2017

(1) Incluye fundamentalmente la financiación neta del Grupo Repsol Sinopec Brasil desglosada en los siguientes epígrafes:

2016: Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 43 millones de Euros y Pasivos financieros corrientes por préstamo intra-grupo de importe 2.942 millones de Euros, minorado en 344 millones de Euros

por préstamos con terceros.

2017: Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 20 millones de Euros y Pasivos financieros corrientes por préstamo intra-grupo de importe 2.647 millones de Euros, minorado en 347 millones de Euros

por préstamos con terceros.

FLUJO DE

CAJA

AJUSTADO

Reclasificación

de Negocios

Conjuntos y

Otros

EFE NIIF-UE

FLUJO DE

CAJA

AJUSTADO

Reclasificación

de Negocios

Conjuntos y

Otros

EFE NIIF-UE

I. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN

2.430 (188) 2.242 3.577 (309) 3.268

II. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

462 382 844 (1.901) 0 (1.901)

FLUJO DE CAJA LIBRE (I. + II.) 2.892 194 3.086 1.676 (309) 1.367

III. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN Y OTROS (1)

(2.089) (58) (2.147) (1.764) 298 (1.466)

AUMENTO/(DISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES 803 136 939 (88) (11) (99)

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 2.769 (321) 2.448 4.918 (231) 4.687

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 3.572 (185) 3.387 4.830 (242) 4.588

(1) Incluye pagos por dividendos y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio, pagos de intereses, cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio, cobros/(pagos) por

emisión/(devolución) de pasivos financieros, otros cobros/(pagos) de actividades de financiación y el efecto de las variaciones en los tipos de cambio.

ENERO-SEPTIEMBRE

2016 2017

RECONCILIACIÓN OTRAS MAGNITUDES CON LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

Resultados 3T 2017

34

Este documento contiene información y afirmaciones o declaraciones que constituyen estimaciones o

proyecciones de futuro sobre Repsol. Dichas estimaciones o proyecciones pueden incluir declaraciones

sobre planes, objetivos y expectativas actuales, incluyendo declaraciones en relación con tendencias que

afecten a la situación financiera de Repsol, ratios financieros, resultados operativos, negocios, estrategia,

concentración geográfica, volúmenes de producción y reservas, gastos de capital, ahorros de costes,

inversiones y políticas de dividendos. Dichas estimaciones o proyecciones pueden incluir también

asunciones sobre futuras condiciones de tipo económico o de cualquier otro tipo, tales como los futuros

precios del crudo u otros precios, márgenes de refino o marketing y tipos de cambio. Las estimaciones o

proyecciones de futuro se identifican generalmente por el uso de términos como “espera”, “anticipa”,

“pronostica”, “cree”, “estima”, “aprecia” y expresiones similares. Dichas declaraciones no constituyen

garantías de un futuro cumplimiento, precios, márgenes, tipos de cambio o de cualquier otro suceso, y

se encuentran sujetas a riesgos significativos, incertidumbres, cambios y otros factores que pueden estar

fuera del control de Repsol o que pueden ser difíciles de prever. Entre tales riesgos e incertidumbres

están aquellos factores y circunstancias identificadas en las comunicaciones y los documentos

registrados por Repsol y sus filiales en la Comisión Nacional del Mercado de Valores en España y en el

resto de autoridades supervisoras de los mercados en los que se negocian los valores emitidos por

Repsol y/o sus filiales.

Salvo en la medida que lo requiera la ley aplicable, Repsol no asume ninguna obligación -aun cuando se

publiquen nuevos datos o se produzcan nuevos hechos- de informar públicamente de la actualización o

revisión de estas manifestaciones de futuro.

Alguno de los recursos mencionados no constituyen a la fecha reservas probadas y serán reconocidos

bajo dicho concepto cuando cumplan con los criterios formales exigidos por el sistema

“SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Resources Management System” (SPE-PRMS) (SPE – Society of

Petroleum Engineers).

Este documento no constituye una oferta o invitación para adquirir o suscribir acciones, de acuerdo con

lo establecido en la Real Decreto 4/2015 de 23 de octubre por el que se aprueba el Texto Refundido de

la Ley del Mercado de Valores y en su normativa de desarrollo. Asimismo, este documento no constituye

una oferta de compra, de venta o de canje ni una solicitud de una oferta de compra, de venta o de canje

de títulos valores en ninguna otra jurisdicción.

La información incluida en este documento no ha sido verificada ni revisada por los auditores externos

de Repsol.

Contacto

Relación con Inversores

[email protected]

Tlf: +34 917 53 55 48

Fax: 34 913 48 87 77

REPSOL S.A.

C/ Méndez Álvaro, 44

28045 Madrid (España)

www.repsol.com

mailto:[email protected]


ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS

RESUMIDOS CONSOLIDADOS

Correspondientes al tercer trimestre y al periodo de nueve meses

terminado el 30 de septiembre de 2017

REPSOL, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo REPSOL

2

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

Balance de situación consolidado a 30 de septiembre de 2017 y a 31 de diciembre de 2016

ACTIVO Nota 30/09/2017 31/12/2016

Inmovilizado Intangible: 4.638 5.109

a) Fondo de Comercio 2.810 3.115

b) Otro inmovilizado intangible 1.828 1.994

Inmovilizado material 4.1 24.741 27.297

Inversiones inmobiliarias 65 66

Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación 4.2 9.388 10.176

Activos financieros no corrientes 4.3 1.191 1.204

Activos por impuesto diferido 4.393 4.746

Otros activos no corrientes 266 323

ACTIVO NO CORRIENTE 44.682 48.921

Activos no corrientes mantenidos para la venta 21 144

Existencias 3.589 3.605

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar: 6.263 5.885

a) Clientes por ventas y prestaciones de servicios 3.605 3.111

b) Otros deudores 1.517 1.785

c) Activos por impuesto corriente 1.141 989

Otros activos corrientes 228 327

Otros activos financieros corrientes 4.3 1.360 1.280

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4.3 4.588 4.687

ACTIVO CORRIENTE 16.049 15.928

TOTAL ACTIVO 60.731 64.849

PASIVO Y PATRIMONIO NETO Nota 30/09/2017 31/12/2016

PATRIMONIO NETO

Capital 1.527 1.496

Prima de Emisión y Reservas 25.730 24.232

Acciones y participaciones en patrimonio propias (1) (1)

Resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante 1.583 1.736

Otros Instrumentos de patrimonio 1.014 1.024

FONDOS PROPIOS 4.4 29.853 28.487

Partidas reclasificables al resultado del ejercicio (63) 2.380

Activos financieros disponibles para la venta 7 6

Operaciones de cobertura (167) (171)

Diferencias de conversión 97 2.545

OTRO RESULTADO GLOBAL ACUMULADO (63) 2.380

PATRIMONIO NETO ATRIBUIDO A LA ENTIDAD DOMINANTE

y a otros tenedores de instrumentos de patrimonio29.790 30.867

INTERESES MINORITARIOS 266 244

TOTAL PATRIMONIO NETO 4.4 30.056 31.111

Subvenciones 3 4

Provisiones no corrientes 5.424 6.127

Pasivos financieros no corrientes 4.3 8.008 9.482

Pasivos por impuesto diferido 1.064 1.379

Otros pasivos no corrientes 1.813 2.009

PASIVO NO CORRIENTE 16.312 19.001

Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta 3 146

Provisiones corrientes 707 872

Pasivos financieros corrientes 4.3 6.999 6.909

Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar: 6.654 6.810

a) Proveedores 2.636 2.128

b) Otros acreedores 3.689 4.365

c) Pasivos por impuesto corriente 329 317

PASIVO CORRIENTE 14.363 14.737

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 60.731 64.849

Millones de euros

Millones de euros

Las notas 1 a 4 forman parte integrante del balance de situación consolidado a 30 de septiembre de

2017.

3


Nota 3T 2017 3T 2016 30/09/2017 30/09/2016

Ventas 9.954 8.881 30.059 24.576

Ingresos por prestación de servicios y otros ingresos 91 40 289 104

Variación de existencias de productos terminados y en curso de fabricación (39) 149 (8) 472

Reversión de provisiones y beneficios por enajenaciones de inmovilizado 4.7 14 507 423 864

Otros ingresos de explotación 10 251 511 703

INGRESO S DE EXPLO TACIÓ N 4.6 10.030 9.828 31.274 26.719

Aprovisionamientos (7.085) (6.454) (21.879) (17.220)

Gastos de personal (448) (519) (1.410) (1.987)

Otros gastos de explotación (1.254) (1.431) (3.831) (4.199)

Amortización del inmovilizado (576) (598) (1.965) (1.756)

Dotación de provisiones y pérdidas por enajenaciones de inmovilizado 4.7 (14) (86) (279) (139)

GASTO S DE EXPLO TACIÓ N 4.6 (9.377) (9.088) (29.364) (25.301)

RESULTADO DE EXPLO TACIÓ N 653 740 1.910 1.418

Ingresos financieros 46 41 135 134

Gastos financieros (142) (169) (460) (534)

Variación de valor razonable en instrumentos financieros 3 8 41 (27)

Diferencias de cambio 12 28 17 90

Deterioro y resultado por enajenación de instrumentos financieros (2) - (1) 49

RESULTADO FINANCIERO (83) (92) (268) (288)

Resultado inversiones contabilizadas por el método de la participación -

neto de impuestos4.2 178 40 401 252

RESULTADO ANTES DE IMPUESTO S 748 688 2.043 1.382

Impuesto sobre beneficios 4.5 (203) (198) (429) (232)

RESULTADO CO NSO LIDADO DEL EJERCICIO 545 490 1.614 1.150

Resultado atribuido a intereses minoritarios (18) (9) (31) (30)

RESULTADO TO TAL ATRIBUIDO A LA SO CIEDAD DO MINANTE 3.1 527 481 1.583 1.120

BENEFICIO PO R ACCIÓ N ATRIBUIDO A LA SO CIEDAD DO MINANTE 4.8 Euros Euros Euros Euros

Básico 0,34 0,32 1,03 0,73

Diluido 0,34 0,32 1,03 0,73

Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada correspondiente al tercer trimestre de 2017 (3T 2017) y 2016 (3T 2016) y a los

periodos intermedios terminados el 30 de septiembre de 2017 y 2016

Millones de euros

Las notas 1 a 4 forman parte integrante de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada a 30 de septiembre de

2017.

4

a los periodos intermedios terminados a 30 de septiembre de 2017 y 2016

3T 2017 3T 2016 30/09/2017 30/09/2016

RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO

(de la cuenta de pérdidas y ganancias) 545 490 1.614 1.150

OTRO RESULTADO GLOBAL (Partidas no reclasificables al resultado del ejercicio)

Por ganancias y pérdidas actuariales 8 - 1 -

Inversiones contabilizadas por el método de la participación (3) 2 1 (1)

Efecto impositivo - - - (5)

TOTAL 5 2 2 (6)

OTRO RESULTADO GLOBAL (Partidas reclasificables al resultado del ejercicio)

Activos financieros disponibles para la venta 1 2 1 2

Ganancias/(Pérdidas) por valoración 1 2 1 2

Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias - - - -

Cobertura de flujos de efectivo 4 6 13 (9)

Ganancias/(Pérdidas) por valoración (1) - (7) (41)

Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias 5 6 20 32

Direncias de conversión (670) (89) (2.276) (450)

Ganancias/(Pérdidas) por valoración (670) (88) (2.240) (434)

Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias - (1) (36) (16)

Inversiones contabilizadas por el método de la participación (34) 17 (133) 74

Ganancias/(Pérdidas) por valoración (34) (26) (133) 24

Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias - 43 - 50

Efectivo impositivo (15) 3 (56) (25)

TOTAL (714) (61) (2.451) (408)

RESULTADO TOTAL GLOBAL DEL EJERCICIO (164) 431 (835) 736

a) Atribuidos a la entidad dominante (179) 423 (857) 708

b) Atribuidos a intereses minoritarios 15 8 22 28


Estado de ingresos y gastos reconocidos consolidado correspondiente al tercer trimestre de 2017 (3T 2017) y 2016 (3T 2016) y

Millones de euros

Las notas 1 a 4 forman parte integrante del estado de ingresos y gastos reconocidos consolidado a

30 de septiembre de 2017.

5

Estados de cambios en el patrimonio neto consolidado correspondientes a los periodos intermedios terminados al 30 de septiembre de 2017 y 2016

Millones de euros Capital

Prima de

Emisión

y

reservas

Acciones

propias

Resultado

atribuido a

la entidad

dominante

Otros

instrumentos

de patrimonio

Total

Patrimonio

Neto

atribuible a

la sociedad

dominante

Saldo inicial ajustado 1.442 26.030 (248) (1.398) 1.017 1.691 28.534 228 28.762

Total Ingresos / (gastos) reconocidos - (6) - 1.120 - (406) 708 28 736

Operaciones con socios o propietarios

Ampliación/(Reducción) de capital 24 (24) - - - - - - -

Distribución de dividendos - - - - - - - (4) (4)

Operaciones con acciones propias (netas) - (33) (86) - - - (119) - (119)

Incrementos / (Reducciones) por perímetro - - - - - - - (21) (21)

Otras operaciones con socios y propietarios - (144) - - - - (144) - (144)

Otras variaciones de patrimonio neto

Traspasos entre partidas de patrimonio neto - (1.398) - 1.398 - - - - -

Obligaciones perpetuas subordinadas - (21) - - (26) - (47) (47)

Otras variaciones - 12 - - - - 12 1 13

Saldo final al 30/09/2016 1.466 24.416 (334) 1.120 991 1.285 28.944 232 29.176

Total Ingresos / (gastos) reconocidos - (5) - 616 - 1.094 1.705 18 1.723



Distribución de dividendos - - - - - - - (5) (5)

Operaciones con acciones propias (netas) - (28) 333 - - - 305 - 305

Incrementos / (Reducciones) por perímetro - -



Traspasos entre partidas de patrimonio neto - - - - - - - - -

Obligaciones perpetuas subordinadas - (7) - - 33 - 26 - 26

Otras variaciones - (15) - - - 1 (14) (1) (15)

Saldo final al 31/12/2016 1.496 24.232 (1) 1.736 1.024 2.380 30.867 244 31.111

Total Ingresos / (gastos) reconocidos - 2 - 1.583 - (2.442) (857) 22 (835)



Distribución de dividendos - - - - - - - - -

Operaciones con accionespropias (netas) - - - - - - - - -

Incrementos / (Reducciones) por perímetro - - - - - - - - -



Traspasos entre partidas de patrimonio neto - 1.736 - (1.736) - - - - -

Obligaciones perpetuas subordinadas - (22) - - (10) - (32) - (32)

Otras variaciones - 2 - - - (1) 1 - 1

Saldo final al 30/09/2017 1.527 25.730 (1) 1.583 1.014 (63) 29.790 266 30.056

Total

Patrimonio

Neto


Patrimonio neto atribuido a la sociedad dominante

Fondos Propios

Otro

resultado

global

acumulado

Intereses

minoritarios

Las notas 1 a 4 forman parte integrante del estado de cambios en el patrimonio neto consolidado a 30 de

septiembre de 2017.

6

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

Estado de flujos de efectivo consolidado correspondiente al tercer trimestre de 2017 (3T 2017) y 2016 (3T 2016) y a los periodos

intermedios terminados a 30 de septiembre de 2017 y 2016

3T 2017 3T 2016 30/09/2017 30/09/2016

Resultado antes de impuestos 748 688 2.043 1.382

Ajustes de resultado: 533 319 1.699 1.621

Amortización del inmovilizado 576 600 1.965 1.758

Otros ajustes del resultado (netos) (43) (281) (266) (137)

Cambios en el capital corriente (125) (236) (115) (756)

Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación: 30 (130) (359) (5)

Cobros de dividendos 119 79 334 385

Cobros / (pagos) por impuesto sobre beneficios (129) (67) (470) 69

Otros cobros / (pagos) de actividades de explotación 40 (142) (223) (459)

Flujos de Efectivo de las actividades de explotación 1.186 641 3.268 2.242

Pagos por inversiones: (782) (568) (1.918) (2.150)

Empresas del grupo y asociadas (16) (157) (152) (629)

Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias (509) (378) (1.391) (1.379)

Otros activos financieros (257) (33) (375) (142)

Cobros por desinversiones: (1) 2.154 21 2.995

Empresas del grupo y asociadas 6 1.959 (12) 2.624

Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias (8) 137 29 304

Otros activos financieros 1 58 4 67

Otros flujos de efectivo - - (4) (1)

Flujos de Efectivo de las actividades de inversión (783) 1.586 (1.901) 844

Cobros y (pagos) por instrumentos de patrimonio: (39) (65) (222) (114)

Adquisición (41) (44) (231) (97)

Enajenación 2 (21) 9 (17)

Cobros y (pagos) por instrumentos de pasivo financiero: (249) (775) (539) (1.049)

Emisión 1.775 2.995 7.930 10.115

Devolución y amortización (2.024) (3.770) (8.469) (11.164)

Pagos por dividendos y remun. de otros inst. de patrimonio (189) (144) (332) (415)

Otros flujos de efectivo de actividades de financiación: (50) (77) (341) (559)

Pagos de intereses (71) (67) (412) (463)

Otros cobros / (pagos) de actividades de financiación 21 (10) 71 (96)

Flujos de Efectivo de las actividades de financiación (527) (1.061) (1.434) (2.137)

Efecto de las variaciones de los tipos de cambio (5) (4) (32) (10)

Aumento / (Disminución) neto de efectivo y equivalentes (129) 1.162 (99) 939

Efectivo y equivalentes al inicio del periodo 4.717 2.225 4.687 2.448

Efectivo y equivalentes al final del periodo 4.588 3.387 4.588 3.387

COMPONENTES DE EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 3T 2017 3T 2016 30/09/2017 30/09/2016

Caja y bancos 4.435 2.260 4.435 2.260

Otros activos financieros 153 1.127 153 1.127

TOTAL EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL FINAL DEL PERIODO 4.588 3.387 4.588 3.387

Millones de euros

Las notas 1 a 4 forman parte integrante del estado de flujos de efectivo consolidado a 30 de septiembre de

2017.

7

NOTAS EXPLICATIVAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS

ÍNDICE

Nota nº Asunto Página

(1) INFORMACIÓN GENERAL ....................................................................................................................................... 8

1.1 Sobre los estados financieros resumidos consolidados ................................................................... 8

1.2 Sobre el Grupo Repsol .................................................................................................................... 8

(2) BASES DE PRESENTACIÓN ...................................................................................................................................... 8

2.1 Principios generales ........................................................................................................................ 8

2.2 Comparación de la información ...................................................................................................... 9

2.3 Normativa aplicable a la información financiera ............................................................................ 9

2.4 Cambios en estimaciones y juicios contables ............................................................................... 10

2.5 Estacionalidad .............................................................................................................................. 10

2.6 Información por segmentos de negocio ........................................................................................ 10

(3) RESULTADOS E INDICADORES POR SEGMENTOS ......................................................................................... 13

3.1 Principales magnitudes e indicadores de desempeño .................................................................... 13

3.2 Entorno macroeconómico ............................................................................................................. 14

3.3 Resultados .................................................................................................................................... 15

3.4 Información por área geográfica ................................................................................................... 19

(4) OTRA INFORMACIÓN ............................................................................................................................................. 20

4.1 Inmovilizado ................................................................................................................................. 20

4.2 Inversiones contabilizadas por el método de la participación ....................................................... 21

4.3 Instrumentos financieros ............................................................................................................... 21

4.4 Patrimonio neto ............................................................................................................................ 23

4.5 Situación fiscal ............................................................................................................................. 25

4.6 Ingresos y gastos de explotación .................................................................................................. 27

4.7 Deterioro de activos ...................................................................................................................... 27

4.8 Beneficio por acción ..................................................................................................................... 27

4.9 Riesgos geopolíticos ..................................................................................................................... 27

4.10 Contingencias legales ................................................................................................................... 29

4.11 Otra información .......................................................................................................................... 29

ANEXOS

ANEXO I: COMPOSICIÓN DEL GRUPO ............................................................................................................... 30

ANEXO II: MARCO REGULATORIO .................................................................................................................... 31

ANEXO III: OTRA INFORMACIÓN DE DETALLE ............................................................................................. 34

ANEXO IV: MEDIDAS ALTERNATIVAS DE RENDIMIENTO .......................................................................... 37

8

(1) INFORMACIÓN GENERAL

1.1 Sobre los estados financieros resumidos consolidados

Los presentes estados financieros intermedios resumidos consolidados de Repsol, S.A. y sus

sociedades participadas, que configuran el Grupo Repsol, presentan la imagen fiel del patrimonio y

de la situación financiera a 30 de septiembre de 2017, así como de los resultados consolidados del

Grupo, de los cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo consolidados que se han

producido en el periodo de nueve meses terminado en dicha fecha.

Estos estados financieros intermedios han sido aprobados por el Consejo de Administración de

Repsol, S.A. en su reunión del 2 de noviembre de 2017.

1.2 Sobre el Grupo Repsol

Repsol es un grupo integrado de empresas del sector de hidrocarburos (en adelante “Repsol”,

“Grupo Repsol” o “Grupo”) que realiza todas las actividades del sector de hidrocarburos,

incluyendo la exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural, el transporte de

productos petrolíferos, gases licuados del petróleo (GLP) y gas natural, el refino, la producción de

una amplia gama de productos petrolíferos y la comercialización de productos petrolíferos,

derivados del petróleo, productos petroquímicos, GLP, gas natural y gas natural licuado (GNL).

El Grupo Repsol elabora sus estados financieros consolidados incluyendo sus inversiones en todas

sus sociedades dependientes, asociadas y acuerdos conjuntos. En el Anexo I de las cuentas anuales

consolidadas a 31 de diciembre de 2016 se detallan las principales sociedades que configuran el

Grupo Repsol y que formaban parte del perímetro de consolidación a dicha fecha. En el Anexo I de

los presentes estados financieros intermedios se detallan los principales cambios en la composición

del Grupo que han tenido lugar durante los nueve primeros meses de 2017.

Las actividades de Repsol S.A. y sus sociedades participadas se encuentran sujetas a una amplia

regulación, que se recoge en el Anexo IV de las cuentas anuales consolidadas a 31 de diciembre de

2016. En el Anexo II del presente documento se describen los principales cambios durante los

nueve primeros meses de 2017.

(2) BASES DE PRESENTACIÓN

2.1 Principios generales

Los estados financieros están expresados en millones de euros (excepto en aquella información

para la que se especifique otra unidad), se han preparado a partir de los registros contables de las

sociedades que configuran el Grupo y se presentan de acuerdo con las Normas Internacionales de

Información Financiera adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE) a 30 de septiembre de 2017 y,

de forma específica, de acuerdo con los requisitos establecidos en la Norma Internacional de

Contabilidad (NIC) 34 “Información financiera intermedia”, además de otras disposiciones del

marco normativo aplicable.

De acuerdo con lo establecido por la NIC 34, esta información financiera intermedia se prepara

únicamente con la intención de actualizar el contenido de las últimas cuentas anuales consolidadas

aprobadas, poniendo énfasis en las nuevas actividades, sucesos y circunstancias ocurridos durante

los nueve primeros meses del ejercicio y no duplicando la información publicada previamente en

las cuentas anuales consolidadas del ejercicio precedente. Para una adecuada comprensión de la

información que se incluye en los presentes estados financieros intermedios y dado que no incluyen

la información que requieren unos estados financieros completos preparados de acuerdo con las

NIIF-UE, éstos deben leerse conjuntamente con las cuentas anuales consolidadas del Grupo Repsol

9

correspondientes al ejercicio 2016, que fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas de

Repsol, S.A. celebrada el 19 de mayo de 2017.

2.2 Comparación de la información

De acuerdo con la normativa contable, el beneficio por acción correspondiente al tercer trimestre y

a los nueve primeros meses del 2016 se ha re-expresado para tener en cuenta en su cálculo el

número medio de acciones en circulación tras las ampliaciones de capital llevadas a cabo como

parte del sistema de retribución a los accionistas denominado “Repsol Dividendo Flexible”,

descrito en la Nota 4.4 “Patrimonio Neto”.

2.3 Normativa aplicable a la información financiera

La normativa aplicable para la elaboración de los presentes estados financieros no ha sufrido

modificaciones respecto a la aplicada en los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de

2016. A continuación se desglosan los estándares normativos y modificaciones aprobados por el

IASB de aplicación obligatoria futura:

Aplicación obligatoria a partir del 1 de enero de 2017 (pendientes de adopción por la UE):

- Modificaciones a la NIC 12 Reconocimiento de activos por impuesto diferido por

pérdidas no realizadas.

- Modificaciones a la NIC 7 Iniciativa sobre información a revelar.

- Mejoras Anuales a las NIIF, Ciclo 2014-20161.

El Grupo estima que estas novedades en la normativa contable no van a tener impactos

significativos en los estados financieros consolidados, más allá de, en su caso, determinados

requerimientos de información adicionales.

Aplicación obligatoria a partir del 1 de enero de 2018 (adoptadas por la UE):

- NIIF 9 Instrumentos financieros: los efectos contables identificados de la primera

aplicación se registrarán en reservas y serán fundamentalmente los derivados de la

aplicación del nuevo modelo de deterioro de activos financieros basado en la “pérdida

esperada”. A diferencia del modelo actual de la NIC 39, basado en la “pérdida

incurrida”, el modelo de la NIIF 9 supondrá el reconocimiento anticipado de las

pérdidas previstas por riesgo de crédito en el momento inicial del registro de un activo

financiero, sin necesidad de que se haya puesto de manifiesto un indicio de deterioro del

mismo. Por lo que respecta a su aplicación posterior y dependiendo de las transacciones

que pudieran realizarse en el futuro, los principales impactos que pudieran derivarse de

la aplicación de la NIIF 9 serían los siguientes: i) la dotación de una provisión por

riesgo de crédito basado en el modelo de “pérdida esperada” cuando se reconoce en

balance un activo financiero o en el otorgamiento de una garantía financiera; ii) mayor

flexibilidad en la aplicación de la contabilidad de coberturas y iii) posibilidad de

registrar a valor razonable con cambios en la cuenta de pérdidas y ganancias aquellos

compromisos de compraventa de commodities dentro de las actividades ordinarias del

Grupo que, de otra forma, generarían una asimetría contable con respecto a los

instrumentos financieros derivados asociados. Adicionalmente, la Norma incluye

nuevos criterios de clasificación y medición de activos financieros que están basados en

las características contractuales de los instrumentos y en el modelo de gestión de la

entidad. El Grupo continúa evaluando los impactos derivados de la primera aplicación.

1 Incluye Modificaciones a NIIF 12 Información a revelar sobre participaciones en otras entidades.

10

- NIIF 15 Ingresos de contratos con clientes: a la fecha el Grupo no ha identificado

ningún potencial impacto significativo para sus estados financieros en lo relativo a: (i) a

la identificación de “obligaciones de desempeño” (obligaciones de transferencia de

bienes o servicios en contratos con clientes) distintas a las actualmente identificadas,

que supusiesen la separación de las mismas a efectos de reconocimiento y medición de

los ingresos; (ii) ni en el devengo contable e imputación temporal de ingresos; más allá

de los nuevos desgloses de información a proporcionar de acuerdo a los requerimientos

introducidos por la norma.

Aplicación en ejercicios futuros (pendientes de adopción de la UE):

- Interpretación CINIIF 23 Incertidumbre sobre tratamientos del impuesto a las

ganancias (Aplicación obligatoria en 2019).

- Modificaciones a NIIF 9 Características de cancelación anticipada con compensación

negativa (Aplicación obligatoria en 2019)

- Modificaciones a NIC 28 Intereses a largo plazo en asociadas y negocios conjuntos

(Aplicación obligatoria en 2019)

- NIIF 17 Contratos de seguro (Aplicación obligatoria en 2021).

El Grupo está evaluando los impactos que dichas novedades normativas pudiesen tener en los

estados financieros consolidados.

2.4 Cambios en estimaciones y juicios contables

La preparación de estos estados financieros intermedios requiere que se realicen juicios y

estimaciones que afectan a la valoración de activos y pasivos registrados, a la presentación de

activos y pasivos contingentes, así como a ingresos y gastos reconocidos a lo largo del periodo. Los

resultados se pueden ver afectados de manera significativa dependiendo de las estimaciones

realizadas.

Estas estimaciones se realizan en función de la mejor información disponible, tal y como se

describe en la Nota 3 “Estimaciones y juicios contables” de las cuentas anuales consolidadas

correspondientes al ejercicio 2016. Durante los primeros nueve meses de 2017 no se han producido

cambios significativos en la metodología de las estimaciones, respecto de las realizadas al cierre

del ejercicio 2016.

2.5 Estacionalidad

Entre las actividades del Grupo, los negocios de gases licuados del petróleo (GLP) y de gas natural

son los que implican un mayor grado de estacionalidad debido a su vinculación con las condiciones

climatológicas, con un mayor grado de actividad en el invierno y un descenso de la misma en el

verano del hemisferio norte.

2.6 Información por segmentos de negocio

Definición de segmentos

La información por segmentos del Grupo incluida en la Nota 3 se presenta de acuerdo con los

requisitos de desglose establecidos por la NIIF 8 Segmentos de operación.

La definición de los segmentos de negocio del Grupo Repsol se basa en la delimitación de las

diferentes actividades desarrolladas y que generan ingresos y gastos, así como en la estructura

organizativa aprobada por el Consejo de Administración para la gestión de los negocios. Tomando

como referencia estos segmentos, el equipo directivo de Repsol (Comités Ejecutivos Corporativo,

11

de E&P y de Downstream) analiza las principales magnitudes operativas y financieras para la toma

de decisiones sobre la asignación de recursos y la evaluación del rendimiento de la Compañía.

Los segmentos de operación del Grupo son:

Upstream, correspondiente a las operaciones de exploración y producción de las reservas de

crudo y gas natural y;

Downstream, que corresponde principalmente a las siguientes actividades: (i) refino y

petroquímica, (ii) trading y transporte de crudo y productos, (iii) comercialización de

productos petrolíferos, químicos y GLP y (iv) comercialización, transporte y regasificación

de gas natural y gas natural licuado (GNL).

Por último, Corporación y otros incluye las actividades no imputadas a los anteriores segmentos de

negocio y, en particular, los gastos de funcionamiento de la corporación, el resultado financiero, los

resultados y magnitudes correspondientes a la participación en Gas Natural SDG, S.A.1, así como

los ajustes de consolidación intersegmento.

El Grupo no ha realizado agrupaciones de segmentos para la presentación de la información.

Modelo de presentación de los resultados de los segmentos

Repsol presenta los resultados de los segmentos incluyendo los de negocios conjuntos2 y otras

sociedades gestionadas operativamente como tales3, de acuerdo con el porcentaje de participación

del Grupo, considerando sus magnitudes operativas y económicas bajo la misma perspectiva y con

el mismo nivel de detalle que las de las sociedades consolidadas por integración global. De esta

manera, el Grupo considera que queda adecuadamente reflejada la naturaleza de sus negocios y la

forma en que se analizan sus resultados para la toma de decisiones.

Por otra parte, el Grupo, atendiendo a la realidad de sus negocios y a la mejor comparabilidad con

las compañías del sector, utiliza como medida del resultado de cada segmento el denominado

Resultado neto ajustado, que se corresponde con el Resultado de operaciones continuadas a coste

de reposición (“Current Cost of Supply” o CCS), y neto de impuestos y minoritarios y sin incluir

ciertos ingresos y gastos (“Resultados específicos”). El Resultado financiero se asigna al Resultado

neto ajustado de Corporación y otros.

El resultado a coste de reposición (CCS), comúnmente utilizado en la industria para presentar los

resultados de los negocios Downstream que deben trabajar con importantes inventarios sujetos a

fluctuación constante de precios, no es aceptado en la normativa contable europea pero facilita la

comparabilidad con otras compañías del sector y el seguimiento de los negocios con independencia

del impacto de las variaciones de precios sobre sus inventarios. En el Resultado a CCS, el coste de

los volúmenes vendidos en el periodo se determina de acuerdo con los costes de aprovisionamiento

y de producción del propio periodo. Como consecuencia de lo anterior, el Resultado neto ajustado

no incluye el denominado Efecto Patrimonial. Este Efecto Patrimonial se presenta de forma

independiente, neto de impuestos y minoritarios, y se corresponde con la diferencia entre el

resultado a CCS y el resultado a Coste Medio Ponderado, que es el criterio utilizado por la

compañía para determinar sus resultados conforme a la normativa contable europea.

1 Incluye el resultado neto de la sociedad de acuerdo con el método de la participación. El resto de magnitudes

(EBITDA, Flujo de Caja libre,…) únicamente incluyen los flujos de efectivo que se hayan generado en el Grupo como

accionista de Gas Natural SDG, S.A. (dividendos…). 2 Los negocios conjuntos en el modelo de presentación de los resultados de los segmentos se consolidan

proporcionalmente de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo. Véase la Nota 8 “Inversiones

contabilizadas por el método de la participación” y el Anexo I de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al

ejercicio 2016, donde se identifican los principales negocios conjuntos del Grupo. 3 Corresponde a Petrocarabobo, S.A. (Venezuela), entidad asociada del Grupo.

12

Asimismo, el Resultado neto ajustado tampoco incluye los denominados Resultados Específicos,

esto es, ciertas partidas significativas cuya presentación separada se considera conveniente para

facilitar el seguimiento de la gestión ordinaria de las operaciones de los negocios. Se incluyen aquí

las plusvalías/minusvalías por desinversiones, los costes de reestructuración de personal, los

deterioros de activos y las provisiones para riesgos y otros gastos relevantes. Los Resultados

Específicos se presentan de forma independiente, netos de impuestos y minoritarios.

Para cada una de las magnitudes que se presentan por segmentos (Resultado neto ajustado, Efecto

Patrimonial, Resultado Específico…), en el Anexo IV se indican las partidas y los conceptos que

permiten su conciliación con las magnitudes correspondientes preparadas de acuerdo con las NIIF-

UE.

13

(3) RESULTADOS E INDICADORES POR SEGMENTOS1

3.1 Principales magnitudes e indicadores de desempeño

Indicadores financieros (1)

2017 2016 2017 2016 Entorno macroeconómico 2017 2016 2017 2016

Resultados Brent medio ($/bbl) 52,1 45,9 51,8 41,9

EBITDA 1.607 1.141 4.715 3.558 WTI medio ($/bbl) 48,2 44,9 49,4 41,5

Resultado neto ajustado 576 307 1.702 1.224 Henry Hub medio ($/MBtu) 3,0 2,8 3,2 2,3

Resultado neto 527 481 1.583 1.120 Algonquin medio ($/MBtu) 2,3 2,8 3,2 2,9

Beneficio por acción (€/acción) 0,34 0,32 1,03 0,73 Tipo de cambio medio ($/€) 1,17 1,12 1,11 1,12

Capital empleado n.a. n.a. 37.028 39.170

ROACE (%) (2) n.a. n.a. 6,7 5,0

Inversiones netas 645 (1.645) 1.819 (607) Desempeño de los negocios (1)

2017 2016 2017 2016

Situación financiera Upstream

Flujo de caja libre 733 2.117 1.676 2.892 Producción neta de hidrocarburos (kbep/d) 693 671 688 694

Intereses deuda / EBITDA (%) 5,3 9,1 5,7 9,2 Producción neta de líquidos (kbbl/d) 252 239 254 247

Deuda Neta (DN) n.a n.a 6.972 9.988 Producción neta de gas (kbep/d) 441 432 433 447

DN / EBITDA (x veces) (3) n.a n.a 1,1 2,1 Precios medios de realización de crudo ($/bbl) 47,7 41,5 47,1 37,2

DN / Capital empleado (%) n.a n.a 18,8 25,5 Precios medios de realización de gas ($/kscf) 2,7 2,2 2,9 2,3

EBITDA 755 502 2.421 1.435

Retribución a nuestros accionistas Resultado neto ajustado 148 (28) 487 35

Retribución al accionista (€/acción) (4) 0,43 0,29 0,76 0,76 Inversiones netas 474 444 1.395 1.725

Indicadores bursátiles 2017 2016 2017 2016 Downstream

Utilización destilación refino España (%) 98,6 91,8 92,4 84,9

Cotización al cierre del periodo (€/acción) 15,6 12,1 15,6 12,1 Utilización conversión refino España (%) 104,3 106,9 101,4 100,8

Cotización media del periodo (€/acción) 14,4 11,9 14,3 10,8 Indicador de margen de refino España ($/bbl) 7,0 5,1 6,8 6,0

Capitalización bursátil al cierre (millones €) 23.812 17.698 23.812 17.698 Ventas de productos petrolíferos (kt) 13.442 12.471 38.513 34.522

Ventas de productos petroquímicos (kt) 740 702 2.148 2.178

Ventas de GLP (kt) 247 327 997 1.379

Otros indicadores 2017 2016 2017 2016 Ventas de gas en Norteamérica (TBtu) 110,1 89,9 375,7 310,7

EBITDA 904 688 2.422 2.273

Personas Resultado neto ajustado 502 395 1.431 1.329

Plantilla (5) n.a. n.a. 27.076 28.306 Inversiones netas 163 (196) 408 (454)

Nuevos empleados (6) 1.104 860 2.580 2.168

Seguridad y medioambiente

Índice de frecuencia de accidentes (7) n.a. n.a. 0,67 0,79

Índice de frecuencia de accidentes total (8) n.a. n.a. 1,36 1,66

Reducción de emisiones de CO2 (miles de t) 39,8 34,4 109,6 122,3

3T 9M

3T 9M

9M3T 9M 3T

3T 9M

NOTA: Las magnitudes no financieras e indicadores operativos son información no revisada por el auditor. (1) Donde corresponda, expresado en millones de euros. (2) El ROACE ha sido anualizado por mera extrapolación de los datos del periodo. (3) El EBITDA ha sido anualizado por mera extrapolación de los datos del periodo. (4) Precio fijo garantizado por Repsol para los derechos de adquisición gratuita de acciones dentro del programa "Repsol Dividendo Flexible" (ver Nota 4.4). (5) Incluye la Plantilla gestionada y no gestionada. (6) Se consideran nuevas incorporaciones aquellas de carácter fijo y eventual sin relación laboral anterior con la compañía. El % de empleados fijos entre las nuevas

incorporaciones correspondiente al tercer trimestre de 2017 y 2016 asciende al 23% y 32% respectivamente y el correspondiente a los 9 primeros meses del 2017

y 2016 a 30% y 41% respectivamente. (7) Índice de frecuencia con baja integrado (número de accidentes computables con pérdidas de días y muertes acumuladas en el año, por cada millón de horas

trabajadas). El dato de 2016 es el anual. (8) Índice de frecuencia total integrado (número de accidentes computables sin pérdida de días, con pérdida de días y de muertes acumulados en el año, por cada

millón de horas trabajadas). El dato de 2016 es el anual.

1 Toda la información presentada a lo largo de esta Nota, salvo que se indique expresamente lo contrario, ha sido

elaborada de acuerdo al modelo de reporting del Grupo (ver Nota 2.6). Algunas de estas magnitudes tienen la

consideración de Medidas alternativas de Rendimiento (MAR), de acuerdo a las Directrices del ESMA (ver Anexos III

y IV).

14

3.2 Entorno macroeconómico

La economía global ha mostrado un mayor dinamismo durante 2017, lo que ha contribuido a

mejorar las perspectivas y moderar los riesgos económicos. Durante el tercer trimestre se mantiene

la recuperación, con el ritmo de avance estabilizándose en torno a tasas cercanas al 1% trimestral.

Lo que caracteriza a la reciente mejora de la actividad es que es sincronizada en las diferentes áreas

geográficas, lo que la hace más robusta, contribuyendo a mejorar también el comercio y la

inversión.

La Reserva Federal anunció que comenzará este octubre a reducir su balance y se espera que el

Banco Central Europeo comience a reducir en 2018 su programa de compras. Al mantenerse la

inflación en niveles muy reducidos, la normalización de la política monetaria se espera muy

gradual, manteniéndose unas condiciones financieras laxas que apoyan el crecimiento. Además, la

menor divergencia esperada entre la actividad y las políticas monetarias de EE.UU. y la Eurozona

se están traduciendo en un dólar más débil, lo que mejora las condiciones de financiación globales.

Aunque los riesgos económicos a corto plazo han descendido, la incertidumbre geopolítica se ha

incrementado, sumándose al Brexit las tensiones entre Corea del Norte y EE.UU. Por otro lado, las

tensiones políticas en Cataluña podrían afectar a la confianza de los inversores, lo que repercutiría

en un mayor coste de financiación y menor crecimiento de España.

Evolución de la cotización media mensual del Brent y Henry Hub

El mercado del crudo comenzó 2017 con unas expectativas elevadas respecto al reajuste. Se

esperaba que en pocos meses el balance oferta-demanda alcanzara el reequilibrio tras los recortes

de producción acordados a finales de 2016 por la OPEP y por un grupo de países no-OPEP. Sin

embargo, la recuperación de la producción de EE.UU. y las dudas sobre el cumplimiento de los

recortes llevaron al precio del crudo Brent a caer una media de cinco dólares en el segundo

trimestre, hasta los 49,8 $/bbl, marcando un mínimo anual de 44,8 $/bbl el 21 de junio.

Seguidamente, las evidencias de un reajuste efectivo del balance impulsaron el precio hasta los 52

$/bbl hacia finales de agosto. Este efecto continuó en septiembre, cuando tuvieron lugar dos hechos

que impactaron al mercado: una de las temporadas de huracanes más adversas desde 2005 en el

Golfo de México y el Caribe y la incertidumbre geopolítica generada por el referéndum

independentista del Kurdistán iraquí.

A finales de septiembre el precio del crudo Brent alcanzó un máximo de más de dos años, 59,0

$/bbl, cerrando el tercer trimestre con una media de 52,1 $/bbl. Por su parte, el precio del crudo

WTI, siguió durante buena parte del año los movimientos del precio del Brent con un descuento

estable alrededor de los 2-3 $/bbl hasta agosto. A partir de entonces, el paso del huracán Harvey

por el Golfo de México, y de los huracanes Irma y María por el Caribe y la costa este de EE.UU.,

provocaron el cierre de instalaciones de superficie, que se tradujo en una ampliación del diferencial

entre el Brent y el WTI hasta cotas cercanas a los 7 $/bbl. La media del diferencial entre el Brent y

el WTI en el tercer trimestre fue 3,9 $/bbl.

15

El precio del gas natural estadounidense Henry Hub, de enero a septiembre de 2017 se incrementó

cerca de un 40% respecto al mismo periodo del año pasado hasta situarse en el entorno de los 3,2

$/MBtu. Dicho incremento está relacionado con un ajuste en el balance oferta-demanda en el

mercado de EE.UU., impulsado por un incremento de la demanda de gas para exportación en un

contexto de caída de la producción de gas seco respecto al año pasado. Teniendo en cuenta los

últimos datos oficiales publicados por la Agencia Americana de Información Energética (EIA), la

demanda de gas para exportación se habría incrementado cerca de un 40% de enero a septiembre

respecto al mismo periodo del año pasado. Mientras, la producción de gas seco habría disminuido

ligeramente (-0,4%) respecto al mismo periodo del año pasado.

El ajuste del balance se ha relajado durante el tercer trimestre debido a la destrucción de demanda

convencional debido a una temporada de huracanes extremadamente activa este año, la más intensa

desde 2005 y al incremento de la producción de gas seco respecto al mismo trimestre del año

pasado tras dos trimestres consecutivos de caídas interanuales (según las estimaciones oficiales

disponibles en septiembre). En concreto el precio en el tercer trimestre se habría incrementado un

7% hasta los 3,0 $/MBtu, cuando se venía incrementando un 60% y un 64% en el primer y segundo

trimestres.

3.3 Resultados

3T 2017 3T 2016 30/09/2017 30/09/2016

Upstream 148 (28) 487 35

Downstream 502 395 1.431 1.329

Corporación y otros (74) (60) (216) (140)

RESULTADO NETO AJUSTADO 576 307 1.702 1.224

Efecto patrimonial 10 (6) (50) (4)

Resultados específicos (59) 180 (69) (100)

RESULTADO NETO 527 481 1.583 1.120

Millones de euros

3.3.1 Resultados del tercer trimestre

Los resultados del tercer trimestre de 2017, comparados con los del mismo periodo de 2016, se

producen en un entorno más favorable, a pesar de la debilidad del dólar, caracterizado por unos

precios del crudo y del gas más elevados (Brent +14% y Henry Hub +7%), la mejora del indicador

del margen de refino y el mantenimiento del buen entorno internacional del negocio petroquímico.

Durante el tercer trimestre de 2017 Repsol ha obtenido un resultado neto de 527 millones de euros

(+10% respecto al mismo periodo del año anterior), un EBITDA de 1.607 millones de euros (+41%

respecto al mismo periodo del año anterior) y una caja libre de 733 millones de euros lo que ha

permitido reducir su Deuda Neta a 6.972 millones de euros (-30% respecto al 3T de 2016).

El Resultado neto ajustado del trimestre asciende a 576 millones de euros, un 88% superior al del

mismo periodo del año anterior, con una mejora notable en los segmentos de negocio: en

Upstream, por el aumento de los precios de realización del crudo y gas, el incremento de las ventas

y los menores costes; en Downstream (+27%), por los mayores resultados en todas las líneas de

negocio y, destacadamente, en Refino. Estos resultados se han visto parcialmente compensados por

los menores resultados en Corporación y otros (-23%) por la menor aportación de Gas Natural

Fenosa tras la reducción de la participación del 10% en 2016.

16

Upstream

La producción media en el tercer trimestre, 693 Kbep/d, es un 3% superior a la del mismo periodo

de 2016. La mayor producción se explica por la actividad en Libia, la puesta en marcha de nuevos

pozos y mejor desempeño en Trinidad y Tobago (Juniper), el inicio de la producción en Lapa y la

incorporación de nuevos pozos en Sapinhoá en Brasil, así como en UK (Flyndre y Cayley). Estos

efectos positivos se han visto parcialmente compensados por la menor demanda de gas en Bolivia y

en Perú, por el declino natural de campos y por el efecto de las desinversiones realizadas en

Trinidad y Tobago (TSP) y en Indonesia (Tangguh y Ogan Komering).

Respecto a la actividad de exploración, en el tercer trimestre se ha concluido la perforación de 3

sondeos exploratorios, 1 con resultado positivo y 2 con resultado negativo. Al final del período se

encontraban en curso 8 sondeos exploratorios y 1 appraisal, de los cuales uno de ellos ha finalizado

en octubre habiéndose declarado negativo.

El Resultado neto ajustado de Upstream ha ascendido a 148 millones de euros, muy superior al

del tercer trimestre del año anterior (-28 millones de euros). Esta mejora se explica por el

incremento de los precios de realización del crudo y del gas, así como por los mayores volúmenes

vendidos apoyados principalmente por Libia, la reducción de costes operativos, los menores gastos

de exploración y el descenso en impuestos por el impacto de las monedas locales. Estos efectos

positivos se ven parcialmente compensados por las mayores amortizaciones, como consecuencia

del aumento de la producción, y por el efecto en 2016 de la reversión de provisiones de abandono.

Variación del Resultado neto ajustado Upstream 3T 2017 vs. 3T 2016

(1) Incluye resultados de participadas, el efecto del tipo de cambio y otros.

El EBITDA de Upstream asciende a 755 millones de euros, un 50% superior al del mismo periodo

del año anterior, impulsado por el mejor resultado de las operaciones.

Las inversiones netas de explotación del periodo (474 millones de euros) aumentan un 7% respecto

a 2016.

17

Downstream

El Resultado neto ajustado en el tercer trimestre de 2017 ha sido de 502 millones de euros, un 27%

superior a los del mismo periodo de 2016.

Variación del Resultado neto ajustado Downstream 3T 2017 vs. 3T 2016

La variación positiva del resultado se explica principalmente por:

- En Refino mejoran los resultados como consecuencia del buen entorno internacional, que

sostiene los elevados márgenes (por el fortalecimiento de los diferenciales de los productos

compensado parcialmente por el estrechamiento de los diferenciales entre crudos pesados y

ligeros), y por el aumento de las ventas, impulsadas por el alto nivel de utilización de las

plantas, que compensan el efecto negativo del tipo de cambio por el debilitamiento del

dólar en el periodo y las mayores amortizaciones.

- En Química se mantiene la línea de mejora de resultados, apoyada en el incremento de

ventas para paliar el impacto en márgenes del mayor precio de la nafta y de los costes

variables del periodo.

- Los mejores resultados en Trading, fundamentalmente por operaciones de crudo.

- En Negocios Comerciales la mejora se explica por los buenos resultados del Marketing,

impulsados por la mejora de márgenes y por la reducción de los costes fijos, y del GLP,

por mayores márgenes del envasado regulado.

El EBITDA de Downstream asciende a 904 millones de euros (frente a los 688 millones de euros

del tercer trimestre de 2016).

Las inversiones netas de explotación del periodo ascienden a 163 millones de euros frente a -196

millones de euros en el mismo periodo de 2016 que incluían las desinversiones en los activos de

gas canalizado en España por importe de 306 millones de euros.

18

Corporación y otros

El Resultado neto ajustado asciende a -74 millones de euros (frente a los -60 millones de euros del

tercer trimestre de 2016). Los menores resultados aportados por Gas Natural Fenosa tras la

reducción de la participación en 2016 y el peor comportamiento de la actividad de comercialización

de gas y electricidad a pesar de los mayores resultados en el negocio de distribución de gas en

Latinoamérica, han sido compensados parcialmente por la reducción de los costes corporativos y

los mejores resultados financieros como consecuencia de los menores intereses de la deuda.

El Efecto Patrimonial ha ascendido a 10 millones de euros. Su variación se explica por la

evolución de los precios de los productos durante el trimestre.

En los Resultados Específicos, que alcanzan -59 millones de euros, destacan dotaciones por

provisiones de naturaleza legal y fiscal y los gastos por reestructuración de plantilla, por la

reducción del equipo directivo y bajas incentivadas.

El Resultado neto del tercer trimestre, como consecuencia de todo lo anterior, ha ascendido a 527

millones de euros, un 10% superior al del mismo periodo en 2016.

El EBITDA del periodo, 1.607 millones de euros, es un 41% superior al del ejercicio anterior,

impulsado por la destacable mejora del resultado de las operaciones de los segmentos.

El Flujo de caja libre en el tercer trimestre de 2017 ha ascendido a 733 millones de euros, inferior

a los 2.117 millones del tercer trimestre de 2016, que incluían las desinversiones en Gas Natural

Fenosa y en los negocios de GLP canalizado. El EBITDA y la mejora del capital corriente han sido

más que suficientes para atender el pago de impuestos e inversiones, a pesar de la ausencia de

desinversiones en el periodo.

TOTAL

Millones de euros 3T 2017 3T 2016

Desinversiones (2) 383

Reestructuración plantillas (13) (25)

Deterioros 1 (24)

Provisiones y otros (45) (154)

TOTAL (59) 180

3T 2017 3T 2016

EBITDA 1.607 1.141

Cambios en el capital corriente (149) (341)


Cobros/(pagos) por impuesto de beneficios (127) (65)

Otros cobros/(pagos) de actividades de explotación 8 (157)

I. FLUJO DE CAJA DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 1.402 658

Pagos por inversiones (667) (604)

Cobros por desinversiones (2) 2.063

II. FLUJO DE CAJA DE ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (669) 1.459

FLUJO DE CAJA LIBRE (I + II)

733 2.117

Pagos por dividendos y remuneración de otros instrumentos de patrimonio (189) (144)

Intereses netos (69) (68)

Autocartera (39) (62)

CAJA GENERADA EN EL PERIODO 436 1.843

19

La Deuda Neta a 30 de septiembre de 2017 asciende a 6.972 millones de euros, significativamente

inferior a la existente a 30 de septiembre de 2016, 9.988 millones de euros, como consecuencia de

la mejora de la caja generada por los negocios durante el periodo, la disciplina en las inversiones y

la reducción del coste de la deuda.

La Liquidez del Grupo a 30 de septiembre del 2017, incluyendo las líneas de crédito

comprometidas y no dispuestas, se ha situado en 7.728 millones de euros, suficiente para cubrir 1,8

veces los vencimientos de deuda a corto plazo. Repsol tenía líneas de crédito no dispuestas por un

importe de 2.698 millones de euros y 4.429 millones de euros a 30 de septiembre de 2017 y a 31 de

diciembre de 2016, respectivamente.

3.3.2 Resultados acumulados en el año (a 30 de septiembre)

Durante los nueve primeros meses de 2017 Repsol ha obtenido un resultado neto de 1.583

millones de euros (+41% respecto al mismo periodo del año anterior) y un EBITDA de 4.715

millones de euros (+33% respecto al mismo periodo del año anterior), y ha reducido su Deuda Neta

un 7% respecto al 30 de junio de 2017. El flujo de caja libre en el periodo asciende a 1.676

millones de euros y la caja generada a 708 millones de euros.

El Resultado neto ajustado en los nueve primeros meses de 2017 ha ascendido a 1.702 millones

de euros, un 39% superior al del mismo periodo del año anterior, con un aumento muy significativo

en el segmento Upstream (+1.291%), por la mejora de los precios de realización del crudo y gas, el

incremento de las ventas, principalmente por Libia, y por la reducción de costes, compensados

parcialmente por mayores impuestos y regalías, y en menor medida en Downstream (+8%),

principalmente por los mayores resultados en Refino (por mayores márgenes y ventas) y en

Trading y Gas&Power, que compensan los menores resultados en Corporación y otros (-54%) que

a pesar de la reducción de los costes corporativos y de los intereses de la deuda, se han visto

afectados por la menor aportación de Gas Natural Fenosa.

3.4 Información por área geográfica

La distribución geográfica de las principales magnitudes en cada uno de los periodos presentados

es la siguiente:

Millones de euros 3T 2017 3T 2016 3T 2017 3T 2016 3T 2017 3T 2016

Upstream 1.438 1.210 148 (28) 474 444

Europa, África y Brasil 482 346 79 51 87 149

Latinoamérica-Caribe 458 349 107 18 104 122

Norteamérica 272 276 (25) (11) 145 61

Asia y Rusia 226 239 38 13 57 23

Exploración y otros - - (51) (99) 81 89

Downstream 9.571 8.312 502 395 163 (196)

Europa 7.052 7.634 498 405 119 (195)

Resto del Mundo 3.365 1.239 4 (10) 44 (1)

Ajustes (846) (561) - - -

Corporación y otros (421) (204) (74) (60) 8 (1.893)

TOTAL 10.588 9.318 576 307 645 (1.645)

Tercer trimestre de 2017 y 2016

Importe neto de la cifra

de negocios (1)

Resultado neto

ajustado (1)

Inversiones netas de

explotación (1)

(1) Para la conciliación de estas magnitudes con las magnitudes NIIF-UE, véase el Anexo III y IV.

20

Millones de euros 30/09/2017 30/09/2016 30/09/2017 30/09/2016 30/09/2017 30/09/2016 30/09/2017 30/09/2016

Upstream 4.535 3.519 487 35 1.395 1.725 22.163 23.614

Europa, África y Brasil 1.541 933 220 109 264 444 - -

Latinoamérica-Caribe 1.340 1.152 266 190 394 526 - -

Norteamérica 914 742 (50) (125) 362 255 - -

Asia y Rusia 740 692 112 32 190 130 - -

Exploración y otros - - (61) (171) 185 370 - -

Downstream 28.665 22.950 1.431 1.329 408 (454) 9.477 9.801

Europa 24.711 21.120 1.381 1.345 304 (332) - -

Resto del Mundo 6.361 3.180 50 (16) 104 (122) - -

Ajustes (2.407) (1.350) - - - - - -

Corporación y otros (1.221) (606) (216) (140) 16 (1.878) 5.388 5.755

TOTAL 31.979 25.863 1.702 1.224 1.819 (607) 37.028 39.170

Importe neto de la cifra de

negocios (1) Resultado neto ajustado

(1)Inversiones netas de

explotación (1) Capital empleado

(1)

Nueve meses acumulado de 2017 y 2016

(1) Para la conciliación de estas magnitudes con las magnitudes NIIF-UE, véase el Anexo III y IV.

(4) OTRA INFORMACIÓN

A continuación se describen las variaciones más significativas registradas durante el periodo en los

epígrafes del balance de situación y de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidados.

4.1 Inmovilizado

Las principales inversiones del Grupo por área geográfica se detallan en la Nota 3.4 “Información

por área geográfica”, que se presenta siguiendo el modelo de reporting del Grupo.

Compromisos de inversión

El 17 de abril se ha recibido la aprobación del “Field Development Plan” (FDP) del proyecto de

desarrollo y puesta en producción del descubrimiento offshore Ca Rong Do (CRD) en el bloque

07/03 de Vietnam por parte de las autoridades correspondientes. Con posterioridad, el 26 de abril,

Repsol y el resto de socios del proyecto han formalizado la “Final Investment Decision” (FID)

marcando el inicio de la fase de desarrollo del proyecto cuyo inicio de la producción se estima para

finales de 2019. Las inversiones netas para Repsol por el desarrollo de dicho bloque se estiman en

627 millones de dólares.

Repsol y su socio Pertamina han alcanzado un acuerdo con Sonatrach, compañía nacional argelina,

para comenzar la Fase IV del proyecto de desarrollo del bloque 405a en el campo MLN de Argelia.

El proyecto supondrá unas inversiones netas para Repsol estimadas en 110 millones de dólares.

21

4.2 Inversiones contabilizadas por el método de la participación

Repsol contabiliza por el método de la participación las inversiones y los resultados en los negocios

conjuntos y en las compañías asociadas en que participa. Las inversiones en negocios conjuntos

corresponden fundamentalmente a Repsol Sinopec Brasil S.A., YPFB Andina, S.A., BPRY

Caribbean Ventures, Llc., Petroquiriquire, S.A., Cardón IV, S.A. y Equion Energía, Ltd., y en

asociadas fundamentalmente a Gas Natural SDG, S.A.

El reflejo de esas inversiones en los estados financieros del Grupo es el siguiente:

30/09/2017 31/12/2016 30/09/2017 30/09/2016

Negocios conjuntos 6.107 6.713 230 242

Asociadas 3.281 3.463 171 10

TOTAL 9.388 10.176 401 252

Millones de euros

Valor contable de la inversión Resultado por integración (1)

(1) Corresponde a los resultados del periodo de operaciones continuadas e interrumpidas. No incluye el Otro resultado

integral por importe de 857 millones de euros en 2017 (703 millones de euros correspondientes a negocios

conjuntos y 154 millones de euros correspondientes a asociadas) y de 114 millones de euros en 2016 (139 millones

de euros correspondientes a negocios conjuntos y -25 millones de euros correspondientes a asociadas).

El movimiento de este epígrafe durante el periodo ha sido el siguiente:

2017 2016

Saldo a 1 de enero 10.176 11.797

Inversiones netas 140 (1.210)

Variaciones del perímetro de consolidación 72 1

Resultado de las entidades valoradas por el método de la participación neto de impuestos 401 252

Dividendos repartidos (474) (340)

Diferencias de conversión (842) (129)

Reclasificaciones y otros movimientos (85) (164)

Saldo a 30 de septiembre 9.388 10.207

Millones de euros

4.3 Instrumentos financieros

Activos financieros

30/09/2017 31/12/2016

Activos financieros no corrientes 1.191 1.204

Derivados por operaciones comerciales no corrientes (1)

2 -

Otros activos financieros corrientes 1.360 1.280

Derivados por operaciones comerciales corrientes (2)

70 64

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4.588 4.687

Total activos financieros 7.211 7.235

Millones de euros

(1) Registrados en el epígrafe “Otros activos no corrientes” del balance de situación consolidado. (2) Registrados en el epígrafe “Otros deudores” del balance de situación consolidado.

22

Pasivos financieros

30/09/2017 31/12/2016

Pasivos financieros no corrientes 8.008 9.482

Pasivos financieros corrientes 6.999 6.909

Derivados por operaciones comerciales corrientes (1)

163 282

Total pasivos financieros 15.170 16.673

Millones de euros

(1) Registrados en el epígrafe “Otros acreedores” del balance de situación consolidado.

Para más información de detalle sobre los instrumentos financieros del balance de situación

clasificados por clase de activos y pasivos financieros, véase el Anexo III. A continuación se

presentan las principales actualizaciones correspondientes a pasivos financieros:

Obligaciones y otros valores negociables

Durante los nueve primeros meses de 2017 las principales emisiones, cancelaciones o recompras de

obligaciones y otros valores negociables han sido las siguientes:

- En febrero de 2017 se ha cancelado a su vencimiento un bono emitido por Repsol

International Finance, B.V. al amparo del Programa EMTN por importe nominal de 886

millones de euros y un cupón fijo anual del 4,75%.

- En mayo de 2017, Repsol International Finance, B.V. ha realizado una emisión de bonos1

garantizados por Repsol, S.A. al amparo del Programa EMTN por importe de 500 millones de

euros, vencimiento en 2022 y con un cupón fijo anual de 0,50%.

- El 9 de junio, ROGCI anunció el lanzamiento de una solicitud de consentimiento (“Consent

solicitation”) dirigida a los tenedores de sus bonos en dólares americanos para modificar

ciertos términos y condiciones de estas emisiones, dirigida fundamentalmente a (i) sustituir las

obligaciones de información de ROGCI por la información financiera periódica que Repsol

publica en cumplimiento de sus obligaciones de transparencia; y (ii) suprimir el merger

covenant con objeto de optimizar la flexibilidad operativa y financiera del Grupo.

ROGCI ofreció adicionalmente a estos inversores la posibilidad de recomprar sus bonos.

El anuncio de esta operación vino precedida del otorgamiento por Repsol, S.A. de una garantía

de las obligaciones de pago de ROGCI bajo estas emisiones, que se mantendrá vigente hasta el

vencimiento o cancelación de los bonos.

ROGCI ha alcanzado los consentimientos necesarios de sus bonistas para modificar las

condiciones de las emisiones en los términos propuestos y ha recomprado bonos en dólares

americanos por un total de 87 millones de dólares.

- El 14 de septiembre de 2017, ROGCI ha recomprado un bono de vencimiento en diciembre de

2017 y un cupón fijo anual del 6,625% por un total de 266 millones de libras esterlinas.

1 Se trata de la primera emisión de un bono verde realizada por el Grupo Repsol, cuyos fondos se destinarán a refinanciar y financiar proyectos dirigidos a evitar las emisiones de gases de efectos invernadero en actividades de refino y química en España y Portugal. Para

más información, ver el Green Bond Framework publicado en www.repsol.energy/es/.

http://www.repsol.energy/es/

23

El saldo vivo de las obligaciones y valores negociables a 30 de septiembre es el siguiente:

ISIN Entidad emisora

Fecha de

emisión Moneda

Nominal

(millones)

Tipo medio

% Vencimiento Cotiza (5)

US87425EAE32 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. oct-97 Dólar 50 7,250% oct-27 -

US87425EAH62 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. may-05 Dólar 88 5,750% may-35 -

US87425EAJ29 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. ene-06 Dólar 102 5,850% feb-37 -

US87425EAK91 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. nov-06 Dólar 115 6,250% feb-38 -

US87425EAL74 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. jun-09 Dólar 360 7,750% jun-19 -

US87425EAM57 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. nov-10 Dólar 237 3,750% feb-21 -

XS0733696495 (1) Repsol International Finance, B.V. ene-12 Euro 1.000 4,875% feb-19 LuxSE

US87425EAN31 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. may-12 Dólar 57 5,500% may-42 -

XS0831370613 (1) Repsol International Finance, B.V. sep-12 Euro 750 4,375% feb-18 LuxSE

XS0933604943 (1) Repsol International Finance, B.V. may-13 Euro 1.200 2,625% may-20 LuxSE

XS0975256685 (1) Repsol International Finance, B.V. oct-13 Euro 1.000 3,625% oct-21 LuxSE

XS1148073205 (1) Repsol International Finance, B.V. dic-14 Euro 500 2,250% dic-26 LuxSE

XS1207058733 (2) Repsol International Finance, B.V. mar-15 Euro 1.000 4,500%

(4) mar-75 LuxSE

XS1334225361 (1) Repsol International Finance, B.V. dic-15 Euro 600 2,125% dic-20 LuxSE

XS1352121724 (1) Repsol International Finance, B.V. ene-16 Euro 100 5,375% ene-31 LuxSE

XS1442286008 (1) Repsol International Finance, B.V. jul-16 Euro 600 Eur. 3M +70 p.b. jul-18 LuxSE

XS1451452954 (1) Repsol International Finance, B.V. jul-16 Euro 100 0,125% jul-19 LuxSE

XS1613140489 (1) Repsol International Finance, B.V. may-17 Euro 500 0,500% may-22 LuxSE

(1) Emisiones realizadas al amparo del Programa EMTN garantizado por Repsol, S.A., renovado en mayo de 2017. (2) Bono subordinado emitido por Repsol International Finance B.V. con la garantía de Repsol, S.A. No corresponde a

ningún programa abierto o de emisión continua de deuda. (3) Emisiones de Repsol Oil&Gas Canada, Inc., garantizadas por Repsol, S.A., realizadas al amparo de los programas de

emisión universal de deuda “Universal Shelf Prospectus” y el programa de emisión de bonos a medio plazo

“Medium-Term Note Shelf Prospectus” en Estados Unidos y Canadá, respectivamente. Emisiones sujetas a la

solicitud de consentimiento y oferta de recompra descrito en este apartado. (4) Cupón revisable el 25 de marzo de 2025 y el 25 de marzo de 2045. (5) LuxSE (Luxembourg Stock Exchange). No se consideran sistemas multilaterales de negociación u otros centros de

negociación o mercados no oficiales OTC (over-the-counter).

Adicionalmente, Repsol International Finance B.V. (RIF) mantiene un Programa Euro Commercial

Paper (ECP) formalizado el 16 de mayo de 2013, garantizado por Repsol, S.A., por importe

máximo de 2.000 millones de euros. Al amparo de este programa se han realizado diversas

emisiones y cancelaciones a lo largo del periodo, siendo el saldo vivo a 30 de septiembre de 2017

de 1.972 millones de euros.

4.4 Patrimonio neto

30/09/2017 31/12/2016

Fondos propios 29.853 28.487

Capital 1.527 1.496

Prima de Emisión y Reservas 25.730 24.232

Prima de Emisión 6.428 6.428

Reserva legal 259 259

Resultados de ejercicios anteriores y otras reservas 19.043 17.644

Dividendos y retribuciones - (99)

Acciones y participaciones en patrimonio propias (1) (1)

Resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante 1.583 1.736

Otros instrumentos de patrimonio 1.014 1.024

Otro resultado global acumulado (63) 2.380

Intereses minoritarios 266 244

TOTAL PATRIMONIO NETO 30.056 31.111

Millones de euros

24

Capital

El 19 de mayo de 2017, la Junta General Ordinaria de Accionistas aprobó dos ampliaciones de

capital liberadas como instrumento para el desarrollo del sistema de retribución al accionista

denominado “Repsol Dividendo Flexible”, en sustitución del que hubiera sido el tradicional pago

del dividendo complementario del ejercicio 2016 y del dividendo a cuenta del ejercicio 2017, que

permite a sus accionistas decidir si prefieren recibir su retribución en efectivo (mediante la venta a

la Sociedad o en el mercado de los derechos de asignación gratuita) o en acciones de la Sociedad.

La ejecución de la primera de estas ampliaciones de capital liberada ha tenido lugar entre los meses

de junio y julio. A continuación se detallan sus principales características:

Titulares que aceptaron el compromiso irrevocable de compra (1) 29,58%

Fin de plazo para solicitar la venta de los derechos a Repsol al precio garantizado 23 de junio

Precio fijo garantizado por derecho 0,426 € brutos /derecho

Importe bruto de la adquisición de derechos por Repsol 189 millones de €

Titulares que optaron por recibir nuevas acciones de Repsol 70,42%

Número de derechos necesarios para la asignación de una acción nueva 34

Nuevas acciones emitidas 30.991.202

Incremento capital social aproximado 2,07%

Cierre ampliación de capital 4 de julio

Junio / Julio 2017

RETRIBUCIÓN

EN

ACCIONES

RETRIBUCIÓN

EN EFECTIVO

(1) Repsol ha renunciado a los derechos de asignación gratuita adquiridos en virtud del compromiso de compra y, por

tanto, a las nuevas acciones que corresponden a esos derechos.

Tras la ampliación, el capital social de Repsol, S.A. registrado a 30 de septiembre asciende a

1.527.396.053 euros, totalmente suscrito y desembolsado, representado por 1.527.396.053 acciones

de 1 euro de valor nominal cada una.

Según la última información disponible los accionistas significativos de Repsol, S.A. son:

Accionistas significativos

% sobre el

capital social

CaixaBank, S.A. 9,6

Sacyr, S.A.(1) 8,0

Temasek Holdings (Private) Limited (2) 4,3

Blackrock, Inc. (3)

3,0

(1) Sacyr, S.A. ostenta su participación a través de Sacyr Securities, S.A.U, Sacyr Investments S.A.U. y Sacyr

Investments II, S.A.U. (2) Temasek ostenta su participación a través de su filial Chembra Investment PTE, Ltd. (3) Blackrock, Inc. ostenta su participación a través de diversos fondos y cuentas gestionadas por gestores de inversiones

bajo su control. La información relativa a Blackrock, Inc. se basa en la declaración presentada por dicha entidad en la

CNMV el 15 de enero de 2016 sobre la cifra de capital social a dicha fecha.

25

Acciones y participaciones en patrimonio propias

Las principales operaciones con acciones propias efectuadas por el Grupo Repsol han sido las

siguientes:

Nº Acciones Importe (M€) % capital

Saldo a 31/12/2016 94.185 1 0,01%

Compras mercado 16.196.637 226 1,06%

Ventas mercado (16.203.876) (226) 1,06%

Plan de Adquisición de Acciones empleados (1) 414.300 6 0,03%

Plan de Fidelización 21.576 - 0,00%

Repsol Dividendo Flexible 2.395 0,00%

Saldo a 30/09/2017 (2) 89.341 1 0,01%

(1) Todas las acciones adquiridas en el marco del Plan de Adquisición de Acciones han sido entregadas a los empleados. (2) Entre los meses de enero y septiembre, Repsol Tesorería y Gestión Financiera, S.A. ha contratado con entidades

financieras equity swaps sobre un nocional total de 16 millones de acciones de Repsol, S.A., por los que se transfieren

al Grupo el riesgo económico y los derechos económicos inherentes al subyacente, los cuales han sido liquidados a 30

de septiembre.

Retribución al accionista

A continuación se detalla la retribución a los accionistas de Repsol, S.A. durante el periodo de

nueve meses terminado el 30 de septiembre del 2017 a través del programa denominado “Repsol

Dividendo Flexible”:

Desembolso

en efectivo

Retribución en

acciones

(millones de

euros)

(millones de

euros)

Diciembre 2016/Enero 2017 296.735.539 0,335 99 30.760.751 392

Junio / Julio 2017 442.703.938 0,426 189 30.991.202 449

Nº de derechos de

asignación

gratuita vendidos

a Repsol

Precio del

compromiso de

compra

(€/derecho)

Acciones nuevas

emitidas

4.5 Situación fiscal

Impuesto sobre beneficios

Para la estimación del impuesto sobre beneficios devengado en los periodos intermedios se utiliza

el tipo impositivo efectivo estimado anual. No obstante, los efectos fiscales derivados de sucesos

ocasionales o transacciones singulares del periodo se tienen en cuenta íntegramente en el mismo. El tipo impositivo efectivo en el resultado neto ajustado para los primeros nueve meses del año se

ha estimado en el 26%. Este tipo es superior al del mismo periodo del año anterior (14%),

principalmente por el aumento de resultados en negocios de Upstream con tipos impositivos

elevados.

El tipo impositivo efectivo aplicable al resultado de las operaciones continuadas (antes de

impuestos y antes del resultado de las entidades valoradas por método de participación) ha sido del

26%. Este tipo es superior al del mismo periodo de 2016 (21%) por motivos similares a los

indicados en el párrafo anterior.

26

Actuaciones administrativas y judiciales con trascendencia fiscal

La información contenida en este apartado actualiza las actuaciones administrativas y judiciales

con trascendencia fiscal informadas en la Nota 20 “Situación fiscal” de las cuentas anuales

consolidadas del ejercicio 2016 en los siguientes países:

Canadá

En relación con las actuaciones de la Administración tributaria de Canadá (“Canada Revenue

Agency”, CRA) para comprobar la situación tributaria de las sociedades del antiguo Grupo

Talisman (adquirido por Repsol en 2015) residentes en Canadá, ejercicios 2006 a 2010, se ha

recibido un acta (“notice of reassessment”) que determina ajustes a la declaración del ejercicio

2006 por varios conceptos. La Compañía no espera que esta reclamación pueda tener un

impacto significativo para el Grupo y ha presentado el oportuno recurso por considerar

incorrectos algunos de los conceptos ajustados.

Por otra parte, en septiembre de 2017 el Tribunal Federal de Apelaciones de Canadá ha dictado

sentencia favorable a Repsol en el litigio que mantenía con el CRA por la aplicación de

incentivos fiscales relacionados con los activos de Canaport.

España

En agosto de 2017 la Agencia Estatal de la Administración Tributaria (AEAT) ha finalizado la

inspección fiscal de los ejercicios 2010 a 2013 del Grupo Fiscal 6/80, del que es cabecera

Repsol S.A. Las actuaciones han concluido sin la imposición de sanción alguna y, en su mayor

parte, mediante actas de conformidad o con acuerdo por el Impuesto sobre Sociedades, IVA,

retenciones a cuenta del IRPF y del Impuesto sobre la Renta de no Residentes, de las que no se

han derivado pasivos significativos para el Grupo. No obstante, en relación con dos asuntos del

Impuesto sobre Sociedades (deducibilidad de intereses de demora tributarios y cómputo de

pérdidas por actividades empresariales en el extranjero) la resolución administrativa será objeto

de recurso, por entender la Compañía que su actuación ha sido ajustada a Derecho.

En agosto, la AEAT ha iniciado las actuaciones de comprobación del Grupo Fiscal 6/80

respecto a los ejercicios 2014 y 2015.

Por otra parte, se ha recibido una resolución del Tribunal Económico-Administrativo Central

que estima parcialmente el recurso de la Compañía en relación con algunas de las cuestiones del

Impuesto sobre Sociedades derivadas de la inspección de los ejercicios 2006-2009 y anula las

liquidaciones correspondientes. En relación con las cuestiones que no han sido estimadas, se

interpondrá recurso contencioso-administrativo, por entender la Compañía que su actuación ha

sido conforme a Derecho.

Es difícil predecir el plazo de resolución de estos procedimientos y litigios. El Grupo no espera

un impacto financiero significativo derivado de la resolución definitiva de estas controversias.

Timor Oriental

En relación con las actuaciones administrativas realizadas por la Administración de Timor

Oriental cuestionando la deducibilidad de ciertos gastos en el impuesto sobre beneficios de

Repsol Oil & Gas Australia (JPDA 06-105) Pty Limited, dichas autoridades han desistido

recientemente de sus pretensiones.

27

Brasil

En relación con el litigio de Repsol Sinopec Brasil por retenciones (ejercicios 2009 y 2011) en

pagos a empresas extranjeras por contratos de fletamento de embarcaciones de exploración y

servicios relacionados con los bloques BM S-48 y BMC33, en los que Repsol Sinopec Brasil es

operador, se ha recibido resolución desfavorable en segunda instancia administrativa federal. La

Compañía continúa considerando que su actuación es conforme a Derecho y se ajusta a la

práctica generalizada del sector, por lo que ha interpuesto un nuevo recurso en vía

administrativa.

4.6 Ingresos y gastos de explotación

En los nueve primeros meses de 2017 se ha producido un incremento significativo del importe neto

de la cifra de negocios como consecuencia, principalmente, de las mayores “Ventas” tanto del

segmento Downstream, por los mayores volúmenes vendidos respecto del mismo periodo del

ejercicio anterior, como del segmento Upstream, por aumento de los precios del crudo

(Brent:+24%) y del gas (Henry Hub:+30%). Para más información véase la Nota 3.4 “Información

por área geográfica”.

El epígrafe “Gastos de personal” incluye en los nueve primeros meses de 2017 el impacto de la

reducción del equipo Directivo (ver Nota 3) y en 2016 incluye los gastos por re-estructuración de

plantillas correspondientes al plan de despido colectivo en España y en países así como por los

cambios en el equipo directivo.

4.7 Deterioro de activos

En el segmento Upstream, se han registrado deterioros netos de valor de activos exploratorios en el

Golfo de Méjico por importe de -31 millones de euros, conforme a la evolución prevista de los

planes de desarrollo del área.

4.8 Beneficio por acción

El beneficio por acción a 30 de septiembre de 2017 y 2016 se detalla a continuación:

3T 2017 3T 2016 30/09/2017 30/09/2016

527 481 1.583 1.120

(7) (7) (22) (21)

1.523 1.504 1.521 1.506

0,34 0,32 1,03 0,73

Resultado atribuido a la sociedad dominante (millones de euros)

BENEFICIO POR ACCIÓN (BPA)

Número medio ponderado de acciones en circulación a 30 de septiembre (millones de acciones) (1)

BPA básico y diluido (euros/acción)

Ajuste del gasto por intereses correspondiente a las obligaciones perpetuas subordinadas

(millones de euros)

(1) El capital social registrado a 30 de septiembre de 2016 ascendía a 1.465.644.100 acciones, si bien el número medio

ponderado de acciones en circulación para el cálculo del BPA incluye el efecto de las ampliaciones de capital

llevadas a cabo como parte del sistema de retribución a los accionistas “Repsol Dividendo Flexible”, de acuerdo con

la normativa contable aplicable (ver Nota 2.2 “Comparación de la información”).

4.9 Riesgos geopolíticos

La información relativa a este apartado actualiza el contenido de la Nota 22.3 de las cuentas

anuales consolidadas del ejercicio 2016.

28

Venezuela

La exposición patrimonial de Repsol en Venezuela a 30 de septiembre asciende a 2.131 millones de

euros, que incluyen fundamentalmente la financiación en dólares otorgada a las filiales

venezolanas.

Sistema cambiario

El 19 de mayo de 2017 entró en vigor el Convenio Cambiario Nº 38, el cual ha implementado el

Sistema de Divisas de Tipo de Cambio Complementario Flotante de Mercado (DICOM), mediante

el cual: (i) las Empresas Mixtas pueden vender dólares a través del mercado cambiario DICOM

previa autorización del Ejecutivo Nacional y (ii) el tipo de cambio DICOM se establece mediante

un sistema de subasta de divisas que se realiza dentro de un sistema de bandas que fija el Banco

Central de Venezuela. A 30 de septiembre de 2017 las subastas del DICOM se encuentran

suspendidas y el Gobierno ha anunciado su intención de adaptarlo a otras monedas distintas del

dólar.

Conforme a ese tipo de cambio flotante, la divisa venezolana ha sufrido una fuerte devaluación en

el periodo. La cotización a 31 de diciembre de 2016 era 674 Bs/$ y la última subasta del DICOM

de fecha 1 de septiembre de 2017 ha sido 3.345 Bs/$.

La inflación (el FMI1 prevé un 1.438% en 2017 y un 3.575% para 2018) y la carencia de

abastecimiento de algunos productos básicos han provocado dificultades en el país.

Durante el periodo se ha prorrogado el Estado de Emergencia Económica, continúa la situación de

inestabilidad política y se ha instalado formalmente la Asamblea Nacional Constituyente encargada

de redactar una nueva Constitución para Venezuela (ver Anexo II).

Repsol mantiene el dólar como moneda funcional de la mayor parte de sus negocios de exploración

y producción de hidrocarburos en Venezuela (principalmente desarrollados a través de sus

inversiones contabilizadas por el método de la participación Cardón IV, S.A., Empresa Mixta

Petroquiriquire, S.A. y Empresa Mixta Petrocarabobo, S.A.). En las compañías cuya moneda

funcional es el bolívar (fundamentalmente Quiriquire Gas, S.A), Repsol utiliza como referencia

para la elaboración de los estados financieros el tipo de cambio DICOM para la conversión de

bolívares a euros.

La devaluación del bolívar no ha tenido impactos significativos en los estados financieros de

Repsol.

Libia

La inestabilidad política continúa en el país sin que se haya formado un nuevo gobierno reconocido

por todas las partes.

La producción en El Sharara se restableció el 20 de diciembre de 2016 en el bloque NC115

(campos A, M y H). El 4 de enero de 2017 se reinició la producción en el campo I/R (campo

compartido entre los Bloques NC-186 y NC-115) y el 9 de mayo en NC-186.

No obstante, debido a causas externas se han producido paradas intermitentes desde finales de

marzo. La producción media en los primeros nueve meses de 2017 ha alcanzado los 22,8 miles de

barriles equivalentes de petróleo día (20,6 miles de barriles equivalentes de petróleo día en el mes

de Septiembre).

1 Fuente: Perspectivas de la economía mundial del FMI abril 2017.

29

4.10 Contingencias legales

La información contenida en este apartado actualiza las contingencias legales informadas en la

Nota 29 de las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2016 en los siguientes países:

Reino Unido

Litigio del oleoducto “Galley”

En junio de 2017 el Tribunal, a propuesta de las partes, ha aprobado la bifurcación del

procedimiento en dos etapas (responsabilidad y cobertura -liability- y, en su caso, valoración de los

daños y pérdidas -quantum) y la celebración de la vista oral sobre las cuestiones a dilucidar en la

primera etapa en febrero de 2018. Finalizada la fase de alegaciones, el proceso se encuentra

actualmente en la fase preparatoria de la vista oral, incluyendo la producción documental y la

propuesta y práctica de la prueba relativa a la primera etapa.

Estados Unidos de América

Litigio del Rio Passaic / Bahía de Newark

El 5 de abril de 2016 el Juez titular decidió mantener en su integridad las recomendaciones de la

Special Master, desestimando, por tanto, en su totalidad la demanda de Occidental Chemical

Corporation (OCC) contra Repsol. Esta resolución es apelable. El 16 de junio de 2016 la Special

Master estimó la Motion for Summary Judgement presentada por Repsol respecto de su

reclamación a OCC de los 65 millones de dólares abonados en el acuerdo con el Estado de Nueva

Jersey. El 30 de enero de 2017 OCC apeló la recomendación de la Special Master. El 17 de junio

de 2016 Maxus presentó solicitud de quiebra ante el Tribunal Federal de Quiebras del Estado de

Delaware, requiriendo, además, la suspensión del litigio principal, petición que deberá resolver el

Tribunal. El 19 de octubre de 2017 el Juez titular decidió mantener en su integridad las

recomendaciones de la Special Master, estimando, por tanto, en su totalidad la Motion for

Summary Judgement presentada por Repsol respecto de su reclamación a OCC de los 65 millones

de dólares. Esta resolución es apelable. A fecha de aprobación de los presentes estados financieros

el litigio principal sigue suspendido.

4.11 Otra información

Junta General de accionistas

La Junta General Ordinaria de Accionistas de Repsol, S.A. celebrada el 19 de mayo de 2017

aprobó todas las propuestas formuladas por el Consejo de Administración, entre las que se

incluyen:

- la reelección como Consejeros de D. Manuel Manrique Cecilia, D. Rene Dahan y D. Luis

Suárez de Lezo Mantilla, por un nuevo plazo estatutario de 4 años;

- la ratificación del nombramiento realizado por cooptación y reelección como Consejero de

D. Antonio Massanell Lavilla, por un plazo estatutario de 4 años;

- el nombramiento como Consejeros externos independientes por un plazo estatutario de 4

años de Dña. María Teresa Ballester Fornés, Dña. Isabel Torremocha Ferrezuelo y D.

Mariano Marzo Carpio, en sustitución de D. Javier Echenique Landiríbar, Dña. María

Isabel Gabarró Miquel y D. Henri Philippe Reichstul;

- la reelección de Deloitte, S.L. como auditor de cuentas de Repsol, S.A. y del Grupo para el

ejercicio 2017, así como el nombramiento de PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L.

como auditor de cuentas de Repsol, S.A. y del Grupo para los ejercicios 2018, 2019 y

2020.

30

ANEXO I: COMPOSICIÓN DEL GRUPO

Las principales sociedades que configuran el Grupo Repsol se recogen en el Anexo I de las cuentas

anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2016. Los principales cambios en la

composición del Grupo durante los nueve primeros meses de 2017 son los siguientes:

a) Combinaciones de negocios u otras adquisiciones o aumento de participación en entidades

dependientes, negocios conjuntos y/o inversiones en asociadas:

País Sociedad Matriz

Método de

consolidación (1)

% de

derechos de

voto

adquiridos

% derechos de voto

totales tras la

adquisición (2)

Repsol Exploración Aitoloakarnania, S.A. España Repsol Exploración, S.A. Constitución febrero-17 I.G. 100,00% 100,00%

Repsol Exploración Ioannina, S.A. España Repsol Exploración, S.A. Constitución febrero-17 I.G. 100,00% 100,00%

Air Miles España, S.A. EspañaRepsol Comercial de Productos

Petrolíferos, S.A.Aumento part. febrero-17 P.E. 1,67% 26,67%

OGCI Climate Investments, Llp. Reino Unido Repsol Energy Ventures, S.A. Constitución abril-17 P.E. 14,29% 14,29%

Sorbwater Technology, A.S. Noruega Repsol Energy Ventures, S.A. Adquisición mayo-17 P.E. 11,29% 11,29%

Pan Pacific Petroleum (Vietnam) Pty, Ltd. Australia Repsol Exploración, S.A. Adquisición junio-17 I.G. 100,00% 100,00%

JSC Eurotek Rusia AR Oil & Gaz, B.V. Constitución agosto-17 P.E. (N.C.) 100,00% 100,00%

JSC Yuzhno-Khadyrykhinskoye Rusia AR Oil & Gaz, B.V. Constitución agosto-17 P.E. (N.C.) 100,00% 100,00%

TNO (Tafnefteotdacha) Rusia AR Oil & Gaz, B.V. Aumento part. septiembre-17 P.E. (N.C.) 0,02% 99,56%

Principle Power, Inc. Estados Unidos Repsol Energy Ventures, S.A. Aumento part. septiembre-17 P.E. 0,89% 25,68%

Nombre Concepto Fecha

30.09.2017

(1) Método de consolidación:

I.G.: Integración global.

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

b) Disminución de participaciones en entidades dependientes, negocios conjuntos y/o inversiones

en asociadas u otras operaciones de naturaleza similar:

País Sociedad Matriz Concepto Fecha

Método de

consolidación (1)

% derechos

de voto

enajenados o

dados de baja

% derechos de

voto totales tras la

enajenación

Beneficio /

(Pérdida)

generado

(Millones de

euros) (2)

Talisman North Jabung, Ltd. Canadá Talisman (Asia), Ltd. Absorción enero-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman (Ogan Komering) Ltd. Canadá Repsol Oil & Gas Canada, Inc. Enajenación marzo-17 I.G. 100,00% 0,00% 3

Repsol Central Alberta Partnership Canadá Repsol Oil & Gas Canada, Inc. Liquidación mayo-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Repsol Wild River Partnership Canadá Repsol Oil & Gas Canada, Inc. Liquidación mayo-17 I.G. 100,00% 0,00% -

8787387 Canada, Ltd. Canadá Repsol Oil & Gas Canada, Inc. Liquidación mayo-17 I.G. 100,00% 0,00% -

8441316 Canada, Ltd. Canadá Repsol Oil & Gas Canada, Inc. Liquidación mayo-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman East Tanjung, B.V. Países Bajos Talisman International Holdings, B.V. Liquidación junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman Sumatra, B.V. Países Bajos Talisman International Holdings, B.V. Liquidación junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman Vietnam 45, B.V. Países Bajos Talisman International Holdings, B.V. Liquidación junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman Vietnam 46-07, B.V. Países Bajos Talisman International Holdings, B.V. Liquidación junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman International Holdings, B.V. S.C.S. Luxemburgo Talisman Global Holdings, B.V. Liquidación junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman Middle East, B.V. Países Bajos Talisman Global Holdings, B.V. Absorción junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman K. Holdings, B.V. Países Bajos Talisman Global Holdings, B.V. Absorción junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

TV 135- 136 Holding, B.V. Países Bajos Talisman International Holdings, B.V. Absorción junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman Global Holdings, B.V. Países Bajos Talisman International Holdings, B.V. Absorción junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman Energy (Sahara), B.V. Países Bajos Talisman International Holdings, B.V. Absorción junio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

CSJC Eurotek- Yugra (3) Rusia Repsol Exploración Karabashsky, S.A. Dismin. Part. junio-17 P.E. (N.C.) 25,02% 74,98% 6

Repsol Moray Firth, Ltd. Reino Unido Repsol UK Round 3, Ltd. Liquidación julio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Repsol UK Round 3, Ltd. Reino Unido Repsol Nuevas Energías, S.A. Liquidación julio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

FEX GP, Llc. Estados Unidos Repsol Oil & Gas USA, Llc. Absorción julio-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Rock Solid Images US Group, Inc. Estados Unidos Repsol USA Holdings Corporation Enajenación agosto-17 P.E. 30,00% 0,00% (1)

OJSC Eurotek Rusia AR Oil & Gaz, B.V. Liquidación agosto-17 P.E. (N.C.) 100,00% 0,00% -

Repsol Oil & Gas Malaysia Holdings, Ltd. Barbados Talisman Oil Limited Absorción agosto-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Talisman Oil Limited Barbados Fortuna International Petroleum Corporation Absorción agosto-17 I.G. 100,00% 0,00% -

Sociedad

30.09.2017

(1) Método de consolidación:

I.G.: Integración global. P.E.: Puesta en equivalencia. Los negocios conjuntos se identifican como “N.C.”.

(2) Corresponde al resultado registrado antes de impuestos. (3) Esta sociedad consolidaba por el método de integración global con anterioridad a la venta del 25% de su participación.

31

ANEXO II: MARCO REGULATORIO

Las actividades de Repsol S.A. y sus sociedades participadas se encuentran sujetas a una amplia

regulación. La información de este anexo actualiza el Anexo IV “Marco Regulatorio” de las cuentas

anuales consolidadas del ejercicio 2016.

Brasil

Exploración y producción

El 6 de septiembre de 2017 la Agencia Nacional de Petróleo, Biocombustibles y Gas Natural (ANP) ha

publicado la Resolución ANP Nº 698/2017 que modifica la Resolución ANP Nº 25/2013, estableciendo

reglas aplicables al proceso de individualización de producción (unitización) en áreas libres no

contratadas, donde el titular de dicha área es el Gobierno Federal, representado en el caso de que el área

se encuentre dentro del polígono del presalino (definido por la Ley 12.351/2010) por la sociedad pública

PPSA y en los demás casos por la ANP.

Esta nueva resolución introdujo, para la división de gastos e inversiones, la aplicación en favor del

Gobierno Federal de un coeficiente sobre los gastos imputables a su participación en el yacimiento

compartido, que resulta de dividir el volumen producido hasta la contratación del área libre y el

volumen total proyectado para ese yacimiento en su Plan de Desarrollo. La aplicación de este

coeficiente apareja un desequilibrio con los titulares del área contratada que deberán pagar, además de

su participación, la parte no asumida por el Gobierno debido a la aplicación de dicho coeficiente. Este

desequilibrio, resultante de los costes pasados no asumidos por el Gobierno, deberá ser negociado con la

nueva parte contratada para las áreas libres tras su adjudicación.

Bolivia

El 9 de agosto de 2017, mediante Decreto Supremo 3278 se ha aprobado el Reglamento de costos

recuperables y costos reportados aprobados, habiendo supuesto la derogación del Decreto Supremo Nº

29504 y estableciendo condiciones, parámetros y nuevos requisitos para el reconocimiento, la

aprobación y publicación por parte de YPFB de los costes recuperables y costes reportados aprobados.

Este Decreto restringe la recuperabilidad de costes de capital al establecer que deben generar beneficios

futuros y estar comprendidos dentro de una banda de precios aprobada. Además incorpora nuevos

requisitos para la presentación, aprobación y modificación de los Planes de Trabajo y Presupuestos y

establece restricciones para la suscripción de adendas a los contratos de obras y servicios, entre otros

aspectos.

Contratos de Operación

El 15 de diciembre de 2016 se suscribió con YPFB la Adenda al Contrato de Operación del Área

Caipipendi la cual, una vez entre en vigor y sujeto a la ejecución de los importes de inversión

determinados por las Leyes Nº 767 y 817, ampliará el plazo del Contrato1. Tras algunos cambios

propuestos por el Ministerio de Hidrocarburos, el 28 de junio de 2017, YPFB y los Titulares han

firmado una nueva Adenda en reemplazo de la suscrita el 15 de diciembre de 2016, la cual ha sido

también observada por el Ministerio de Hidrocarburos. En virtud a dichas observaciones, hasta la fecha

la Adenda no ha entrado en vigor.

1 Ampliación de 10 años adicionales (hasta el 2 de mayo de 2041) en función a las reservas probadas certificadas al 30 de

septiembre de 2016 y de 5 años adicionales más (computables a partir del 2 de mayo de 2041), sujeto a las reservas

probadas certificadas hasta el 31 de diciembre de 2022.

32

Indonesia

El 16 de enero de 2017, el Gobierno de Indonesia introdujo a través del Reglamento Nº 8/2017 del

Ministerio de Energía y Recursos Minerales (MERM) un nuevo modelo de contrato de producción

compartida (CPC) de Partición Bruta (en inglés “Gross Split PSC”). El CPC de Partición Bruta no tiene

ningún mecanismo de recuperación de costes, pero tiene dos componentes para determinar el reparto de

la producción, es decir componentes de partición base, sujetos a ajustes adicionales en la fase de Plan de

Desarrollo.

En virtud del Reglamento 8/2017, ya que no hay recuperación de costes, las funciones del organismo

público regulador Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (“SKK

Migas”) se reducen únicamente a la aprobación de los programas de trabajo de los contratistas. El nuevo

modelo del Reglamento 8/2017 no extingue los CPC existentes y solamente aplica a los CPC nuevos o

renovaciones de los anteriores. Los contratistas bajo cualquier CPC que pueda ser extendido en lugar de

remplazarlo por el CPC de Partición Bruta tienen la opción de mantener el modelo anterior de CPC,

aunque sujeto a la aprobación por el MERM.

Perú

Refino y comercialización de Hidrocarburos

La Ley N° 28694 regula el contenido de azufre en el combustible diésel, estableciendo que a partir del 1

de enero de 2010 queda prohibida la comercialización para el consumo interno de combustible diésel

cuyo contenido de azufre sea superior a las 50 partes por millón por volumen (ppm), prohibiéndose

además la importación de combustible Diésel Nº 1 y Diésel Nº 2 con niveles de concentración de azufre

superiores a 2500 ppm. Esta Ley otorgó facultades al Ministerio de Energía y Minas, para establecer,

por excepción, las zonas geográficas del interior del país en las que se podrá autorizar la venta de diésel

con mayor contenido de azufre.

Adicionalmente, a través del Decreto Supremo N° 025-2017-EM se establecen medidas relacionadas al

contenido de azufre en el Diésel, Gasolina y Gasohol para su comercialización y uso. Dicha norma

dispone que el contenido de azufre en las Gasolinas y Gasoholes de 95, 97 y 98 de alto octanaje que se

comercialice y use a nivel nacional, no debe ser mayor a 50 ppm, a partir del 1 de enero de 2018.

Asimismo, se dispone incorporar al departamento de La Libertad para la prohibición del uso y la

comercialización de Diésel B5 con un contenido de azufre mayor a 50 ppm a partir del 1 de enero de

2018.

Venezuela

El 4 de agosto de 2017 ha sido instalada formalmente la Asamblea Nacional Constituyente (órgano del

Poder Legislativo Nacional distinto a la Asamblea Nacional), encargada de redactar una nueva

Constitución para Venezuela.

El Estado de Emergencia Económica se ha prorrogado en nueve (9) oportunidades. Con fecha 15 de

septiembre de 2017 se ha publicado el Decreto Presidencial Nº 3.074, mediante el cual declara

nuevamente el Estado de Emergencia Económica en todo el Territorio Nacional, por un lapso de sesenta

(60) días.

El 29 de marzo de 2017, la Sala Constitucional del Tribunal Supremo de Justicia (TSJ) de Venezuela ha

emitido un fallo, mediante el cual declaró la competencia del Ejecutivo Nacional para la constitución de

Empresas Mixtas en el espíritu que establece el artículo 33 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, sin

necesidad de obtener la autorización previa de la Asamblea Nacional. Conforme a lo establecido en

dicha sentencia, se deberá informar a la prenombrada Sala Constitucional de todas las circunstancias

pertinentes a dicha constitución y condiciones, incluidas las ventajas especiales previstas a favor de la

República, así como cualquier modificación posterior de las condiciones de constitución, previo informe

favorable del Ministerio de Energía y Petróleo.

33

La Sentencia del 1 de abril de 2017, emanada de la Sala Constitucional del Tribunal Supremo de

Justicia (TSJ), aclara la Sentencia del 29 de marzo de 2017. Dicha aclaratoria reitera la situación de

desacato y de omisión inconstitucional en la que presuntamente se encuentra la Asamblea Nacional y

sobre la cual advirtió cautelarmente que mientras persista dicha situación de desacato y de invalidez de

las actuaciones, la Sala Constitucional garantizará que las competencias parlamentarias sean ejercidas

directamente por ella o por el órgano que ésta disponga.

Su dispositivo cuarto confirma que no existe impedimento para que el Ejecutivo Nacional constituya

Empresas Mixtas en el espíritu del Artículo 33 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, a cuyo efecto el

Ejecutivo Nacional, mediante el Ministerio de Petróleo, debería informar a esa Sala de todas las

circunstancias pertinentes a dicha constitución y condiciones, incluidas las ventajas especiales previstas

a favor de la República. Cualquier modificación posterior de las condiciones debería ser informada a la

Sala, previo informe favorable del Ministerio. Por tanto, se mantiene la disposición de la Sentencia de

29 de marzo de 2017 con la cual la Sala Constitucional autorizó al Ejecutivo a constituir empresas

mixtas en el país, sin necesidad de la aprobación de la Asamblea Nacional.

34

ANEXO III: OTRA INFORMACIÓN DE DETALLE

Instrumentos financieros

Activos financieros

El detalle de los activos financieros del Grupo, clasificados por clases de activos, es el siguiente:

Millones de euros 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Instrumentos de Patrimonio - - - - 118 123 - - - - - - 118 123

Derivados 3 - - - - - - - - - - - 3 -

Otros activos financieros - - 56 56 - - 1.016 1.025 - - - - 1.072 1.081

Largo plazo / No corriente 3 - 56 56 118 123 1.016 1.025 - - - - 1.193 1.204

Derivados 100 95 - - - - - - - - - - 100 95

Otros activos financieros - - 10 10 - - 1.328 1.247 4.580 4.679 - - 5.918 5.936

Corto plazo / Corrientes 100 95 10 10 - - 1.328 1.247 4.580 4.679 - - 6.018 6.031

TOTAL (1)

103 95 66 66 118 123 2.344 2.272 4.580 4.679 - - 7.211 7.235

30 de septiembre de 2017 y 31 de diciembre de 2016

Activos

financieros

mantenidos

para negociar

(2)

Otros activos

financieros a

VR con

cambios en

resultados (2)

Activos

financieros

disponibles

para la venta

(2)

Préstamos y

partidas a

cobrar

Inversiones

mantenidas

hasta el

vencimiento

Derivados

de cobertura

(2)Total

(1) Adicionalmente existen cuentas comerciales a cobrar que se incluyen en los epígrafes del balance "Otros activos no

corrientes" y “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar”, a 30 de septiembre de 2017, 264 millones de euros a

largo plazo y 5.052 millones de euros a corto plazo, y a 31 de diciembre de 2016, 323 millones de euros a largo plazo

y 4.832 millones de euros a corto plazo. (2) En el apartado “Valor razonable de los instrumentos financieros” de este anexo se informa de la clasificación de los

instrumentos financieros por niveles de jerarquía de valor razonable.

Pasivos financieros

El detalle de los pasivos financieros del Grupo, clasificados por clases de pasivos, es el siguiente:

Millones de euros 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Deudas con entidades de crédito - - 1.081 1.491 - - 1.081 1.491 1.060 1.496

Obligaciones y otros valores negociables - - 6.849 7.905 - - 6.849 7.905 7.357 8.328

Derivados - - - - 74 86 74 86 74 86

Otros pasivos financieros - - 4 - - - 4 - 4 -

Largo plazo / No corriente - - 7.934 9.396 74 86 8.008 9.482 8.495 9.910

Deudas con entidades de crédito - - 568 837 - - 568 837 568 837

Obligaciones y otros valores negociables - - 3.481 2.855 - - 3.481 2.855 3.494 2.875

Derivados 185 303 - - 2 3 187 306 187 306

Otros pasivos financieros (3)

- - 2.926 3.193 - - 2.926 3.193 2.926 3.193

Corto plazo / Corriente 185 303 6.975 6.885 2 3 7.162 7.191 7.175 7.211

TOTAL (1) 185 303 14.909 16.281 76 89 15.170 16.673 15.670 17.121


Valor Razonable

Pasivos

financieros

mantenidos para

negociar (2)

Débitos y

partidas a pagar

Derivados de

cobertura (2)

Total

(1) Adicionalmente existen pasivos por arrendamientos financieros a 30 de septiembre de 2017 y 31 de diciembre de

2016 por importe de 1.364 y 1.550 millones de euros registrados en el epígrafe “Otros pasivos no corrientes” y 189 y

208 millones de euros en el epígrafe “Otros acreedores”. (2) En el apartado “Valor razonable de los instrumentos financieros” de este Anexo se informa de la clasificación de los

instrumentos financieros por niveles de jerarquía de valor razonable. (3) Corresponde fundamentalmente al préstamo concedido por Repsol Sinopec Brasil S.A. a través de su filial Repsol

Sinopec Brasil B.V.

35

Valor razonable de los instrumentos financieros

La clasificación de los instrumentos financieros registrados en los estados financieros por su valor

razonable a 30 de septiembre de 2017 y 31 de diciembre de 2016, es la siguiente:

Millones de euros

Activos financieros 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Activos financieros mantenidos para negociar 24 6 79 89 - - 103 95

Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados 66 66 - - - - 66 66

Activos financieros disponibles para la venta (1)

1 1 - - - - 1 1

Derivados de cobertura - - - - - - - -

Total 91 73 79 89 - - 170 162

Pasivos financieros 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Pasivos financieros mantenidos para negociar 120 215 65 88 - - 185 303

Derivados de cobertura - - 76 89 - - 76 89

Total 120 215 141 177 - - 261 392

Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Total


Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Total

Los instrumentos financieros reconocidos a valor razonable se clasifican dentro de las distintas jerarquías de valor

razonable, que se describen a continuación:

Nivel 1: Valoraciones basadas en un precio cotizado en mercado activo para el mismo instrumento.

Nivel 2: Valoraciones basadas en un precio cotizado en mercado activo para activos financieros similares o basadas en

otras técnicas de valoración que tienen en cuenta datos observables del mercado.

Nivel 3: Valoraciones basadas en variables que no son directamente observables en el mercado. (1) No incluye 117 y 122 millones de euros a 30 de septiembre del 2017 y a 31 de diciembre de 2016, respectivamente,

correspondientes a inversiones en acciones de sociedades que se registran por su coste de adquisición de acuerdo con

NIC 39.

Las técnicas de valoración utilizadas para los instrumentos clasificados en la jerarquía de nivel 2 se

basan, de acuerdo a la normativa contable, en un enfoque de ingreso, el cual consiste en el

descuento de los flujos futuros conocidos o estimados utilizando curvas de descuento construidas a

partir de los tipos de interés de referencia en el mercado (en los derivados, se estiman a través de

curvas forward implícitas de mercado), incluyendo ajustes por riesgo de crédito en función de la

vida de los instrumentos. En el caso de las opciones se utilizan modelos de fijación de precios

basadas en las fórmulas de Black & Scholes.

Las variables fundamentales para la valoración de los instrumentos financieros varían dependiendo

del tipo de instrumento valorado, pero son fundamentalmente: tipos de cambio (spot y forward),

curvas de tipos de interés, curvas de riesgo de contrapartida, precios de renta variable y

volatilidades de todos los factores anteriormente mencionados. En todos los casos, los datos de

mercado se obtienen de agencias de información reconocidas o corresponden a cotizaciones de

organismos oficiales.

36

Información por segmentos

El importe neto de la cifra de negocios por segmentos entre clientes y operaciones entre segmentos

se incluye a continuación:

Segmentos 30/09/2017 30/09/2016 30/09/2017 30/06/2016 30/09/2017 30/06/2016

Upstream 3.375 2.930 1.160 589 4.535 3.519

Downstream 28.603 22.932 62 18 28.665 22.950

Corporación 1 - - 3 1 3

(-) Ajustes y eliminaciones de

ingresos de explotación entre

segmentos - 1 (1.222) (610) (1.222) (609)

TOTAL 31.979 25.863 - - 31.979 25.863

Millones de euros


negocios procedente de clientes


negocios entre segmentos


negocios

La reconciliación de otras magnitudes presentadas en la Nota 3.4 con aquellas NIIF-UE los

primeros nueve meses de 2017 y de 2016 es la siguiente:

3T 2017 3T 2016 30/09/2017 30/09/2016

Importe neto de la cifra de negocio (1) 10.588 9.318 31.979 25.863

Ajustes por negocios conjuntos u otras sociedades gestionadas como tales:

Upstream (532) (388) (1.607) (1.159)

Downstream (11) (9) (24) (24)

Importe neto de la cifra de negocio NIIF-UE (2)

10.045 8.921 30.348 24.680

Capital empleado (1) n.a. n.a. 37.028 39.170

Ajustes por negocios conjuntos u otras sociedades gestionadas como tales:

Upstream n.a. n.a. 921 864

Downstream n.a. n.a. 18 13

Capital empleado n.a. n.a. 37.967 40.047

Millones de euros Millones de euros

(1) Magnitudes elaboradas de acuerdo al modelo de reporting del Grupo que se describe en la Nota 2.6 “Información por

segmentos de negocio”. (2) La cifra Importe neto de la cifra de negocios (NIIF-UE) corresponde a la suma de los epígrafes de “Ventas” e

“Ingresos por prestación de servicios y otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias.

37

ANEXO IV: MEDIDAS ALTERNATIVAS DE RENDIMIENTO

La información financiera de Repsol contiene magnitudes y medidas preparadas de acuerdo con la

normativa contable aplicable, así como otras medidas preparadas de acuerdo con el modelo de

Reporting del Grupo1 denominadas Medidas Alternativas de Rendimiento (MAR). Las MAR se

consideran magnitudes “ajustadas” respecto a aquellas que se presentan de acuerdo con NIIF-UE o

con la Información de las actividades de Exploración y Producción de hidrocarburos2, y por tanto

deben ser consideradas por el lector como complementarias pero no sustitutivas de éstas.

Las MAR son importantes para los usuarios de la información financiera porque son las medidas

que utiliza la Dirección de Repsol para evaluar el rendimiento financiero, los flujos de efectivo o la

situación financiera en la toma de decisiones financieras, operativas o estratégicas del Grupo.

Para información adicional, véase https://www.repsol.es

1. Medidas del rendimiento financiero

Resultado neto ajustado

El Resultado neto ajustado es la principal medida de rendimiento financiero que la Dirección

(Comité Ejecutivo Corporativo, Comité Ejecutivo de E&P y Comité Ejecutivo de Downstream)

revisa para la toma de decisiones de acuerdo con la NIIF 8 “Segmentos de operación”.

Repsol presenta los resultados de los segmentos incluyendo los correspondientes a negocios

conjuntos3 y otras sociedades gestionadas operativamente como tales, de acuerdo con el porcentaje

de participación del Grupo, considerando sus magnitudes operativas y económicas bajo la misma

perspectiva y con el mismo nivel de detalle que las de las sociedades consolidadas por integración

global. De esta manera, el Grupo considera que queda adecuadamente reflejada la naturaleza de sus

negocios y la forma en que se analizan sus resultados para la toma de decisiones.

El Resultado neto ajustado se calcula como el Resultado de operaciones continuadas a coste de

reposición (“Current Cost of Supply” o CCS4) neto de impuestos y minoritarios y sin incluir

ciertos ingresos y gastos (Resultados Específicos), ni el denominado Efecto Patrimonial. El

Resultado financiero se asigna al Resultado neto ajustado en “Corporación y otros”.

El Resultado neto ajustado es una MAR útil para el inversor a efectos de poder evaluar el

rendimiento de los segmentos de operación y permitir una mejor comparabilidad con las compañías

del sector de Oil&Gas que utilizan distintos métodos de valoración de existencias (ver apartado

siguiente).

1 Véase la Nota 2.6. 2 La Información de las actividades de Exploración y Producción de Hidrocarburos que se elabora y difunde con carácter anual por el

Grupo, se prepara de acuerdo con los principios habitualmente utilizados en la industria del petróleo y gas, que utiliza como referencia

los criterios de desglose recogidos en el Topic 932 del Financial Accounting Standards Board (FASB). 3 Véase la Nota 4.2 “Inversiones contabilizadas por el método de la participación”, donde se identifican los principales negocios

conjuntos del Grupo. 4 El resultado a coste de reposición (CCS), comúnmente utilizado en la industria para presentar los resultados de los negocios

Downstream que deben trabajar con importantes inventarios sujetos a fluctuación constante de precios, no es aceptado en la normativa

contable europea pero facilita la comparabilidad con otras compañías del sector y el seguimiento de los negocios con independencia

del impacto de las variaciones de precios sobre sus inventarios. Como consecuencia de lo anterior, el resultado neto ajustado no incluye el denominado Efecto Patrimonial.

https://www.repsol.energy/es/accionistas-inversores/informacion-economica-financiera/medidas-alternativas-de-rendimiento/index.cshtml

38

Efecto Patrimonial

Es la diferencia entre el Resultado de operaciones continuadas a coste de reposición (CCS) y el

resultado calculado a Coste medio ponderado (CMP, método de valoración de inventarios utilizado

por la compañía para determinar sus resultados conforme a la normativa contable europea). Afecta

únicamente al segmento Downstream, de forma que en el Resultado de operaciones continuadas

a CCS, el coste de los volúmenes vendidos en el periodo se determina de acuerdo con los costes de

aprovisionamiento y de producción del propio periodo. Además del efecto anterior, el Efecto

Patrimonial incluye otros ajustes a la valoración de existencias (saneamientos, coberturas

económicas…) y se presenta neto de impuestos y minoritarios. La Dirección de Repsol considera

que esta es una medida útil para los inversores considerando las variaciones tan significativas que

se producen en los precios de los inventarios entre periodos.

El CMP es un método contable de valoración de existencias aceptado por la normativa contable

europea, por el que se tienen en cuenta los precios de compra y los costes de producción históricos,

valorando los inventarios por el menor entre dicho coste y su valor de mercado.

Resultados Específicos

Partidas significativas cuya presentación separada se considera conveniente para facilitar el

seguimiento de la gestión ordinaria de las operaciones de los negocios. Incluye

plusvalías/minusvalías por desinversiones, costes de reestructuración de personal, deterioros y

provisiones para riesgos y gastos. Los Resultados específicos se presentan netos de impuestos y

minoritarios. En el apartado 3.3 “Resultados” se incluyen los Resultados Específicos del tercer

trimestre de 2017 y 2016. A continuación se presentan los Resultados Específicos acumulados de

los nueve primeros meses de 2016 y 2017.

TOTAL

Millones de euros 2017 2016

Desinversiones 21 633

Reestructuración plantillas (49) (370)

Deterioros (25) (34)

Provisiones y otros (16) (329)

TOTAL (69) (100)

39

A continuación se presenta la reconciliación de los Resultados ajustados bajo el modelo de

Reporting del Grupo con los Resultados preparados bajo NIIF-UE:

Nueve meses acumulado

AJUSTES

Resultado

Ajustado

Reclasif. de

Negocios

Conjuntos

Resultados

específicos

Efecto

patrimonial(2)

Total

ajustes

Resultado

NIIF-UE

Millones de euros 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Resultado de explotación 2.407(1) 1.503(1) (353) (116) (78) 30 (66) 1 (497) (85) 1.910 1.418

Resultado financiero (339) (385) 50 (5) 21 102 - - 71 97 (268) (288)

Resultado neto de las

entidades valoradas por el método de la participación –

neto de impuestos

195 294 204 (42) 2 - - - 206 (42) 401 252

Resultado antes de

impuestos 2.263 1.412 (99) (163) (55) 132 (66) 1 (220) (30) 2.043 1.382

Impuesto sobre beneficios (530) (161) 99 163 (14) (233) 16 (1) 101 (71) (429) (232)

Resultado del ejercicio

procedente de operaciones

continuadas

1.733 1.251 - - (69) (101) (50) - (119) (101) 1.614 1.150

Resultado atribuido a

minoritarios por operaciones continuadas

(31) (27) - - - 1 - (4) - (3) (31) (30)

RESULTADO TOTAL

ATRIBUIDO A LA SOC.

DOMINANTE

1.702 1.224 - - (69) (100) (50) (4) (119) (104) 1.583 1.120

(1)

Resultado de las operaciones continuadas a costes de reposición (CCS). (2)

El Efecto patrimonial supone un ajuste a los epígrafes de “Aprovisionamientos” y “Variación de existencias de

producto” de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias NIIF-UE.

Tercer trimestre

AJUSTES

Resultado

Ajustado

Reclasif. de

Negocios

Conjuntos

Resultados

específicos

Efecto

patrimonial(2) Total ajustes

Resultado

NIIF-UE

Millones de euros 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Resultado de explotación 794(1) 506(1) (132) (8) (29) 249 20 (7) (141) 234 653 740

Resultado financiero (110) (123) 11 (89) 16 120 - - 27 31 (83) (92)

Resultado neto de las entidades valoradas por el método de la

participación – neto de impuestos

60 88 116 (48) 2 - - - 118 (48) 178 40

Resultado antes de impuestos 744 471 (5) (145) (11) 369 20 (7) 4 217 748 688

Impuesto sobre beneficios (154) (157) 5 145 (48) (188) (6) 2 (49) (41) (203) (198)

Resultado del ejercicio

procedente de operaciones

continuadas

590 314 - - (59) 181 14 (5) (45) 176 545 490

Resultado atribuido a minoritarios

por operaciones continuadas (14) (7) - - - (1) (4) (1) (4) (2) (18) (9)

RESULTADO TOTAL

ATRIBUIDO A LA SOC.

DOMINANTE

576 307 - - (59) 180 10 (6) (49) 174 527 481

(1)

Resultado de las operaciones continuadas a costes de reposición (CCS). (2)

El Efecto patrimonial supone un ajuste a los epígrafes de “Aprovisionamientos” y “Variación de existencias de

producto” de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias NIIF-UE.

40

EBITDA:

El EBITDA (“Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization”) es un indicador que

mide el margen de explotación de la empresa antes de deducir los intereses, impuestos, deterioros,

reestructuraciones y amortizaciones. Al prescindir de las magnitudes financieras y tributarias, así

como de gastos contables que no conllevan salida de caja, es utilizado por la Dirección para evaluar

los resultados de la compañía a lo largo del tiempo, permitiendo su comparación con otras

compañías del sector de Oil & Gas.

El EBITDA se calcula como Resultado operativo + Amortización + Deterioros +

Reestructuraciones y otras partidas que no suponen entradas o salidas de caja de las operaciones

(plusvalías/minusvalías por desinversiones, provisiones,…). El resultado operativo corresponde al

Resultado de las operaciones continuadas a coste medio ponderado (CMP). En caso de que se

utilice el Resultado de operaciones continuadas a coste de reposición (CCS) se denomina

EBITDA a CCS.


Millones de euros

Modelo de Reporting

Grupo

Reclasif. negocios

conjuntos y otros Efecto patrimonial

Estado de flujos de

efectivo NIIF-UE(1)

2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Upstream 2.421 1.435 (976) (555) - - 1.445 880

Downstream 2.422 2.273 (9) (8) - - 2.413 2.265

Corporación y otros (128) (150) 12 8 - - (116) (142)

EBITDA 4.715 3.558 (973) (555) - - 3.742 3.003

EBITDA a CCS 4.781 3.557 (973) (555) (66) 1 3.742 3.003

Tercer trimestre

Millones de euros

Modelo de Reporting

Grupo

Reclasif. negocios

conjuntos y otros Efecto patrimonial

Estado de flujos de

efectivo NIIF-UE(1)

2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Upstream 755 502 (334) (135) - - 421 367

Downstream 904 688 (4) (4) - - 900 684

Corporación y otros (52) (49) 12 5 - - (40) (44)

EBITDA 1.607 1.141 (326) (134) - - 1.281 1.007

EBITDA a CCS 1.587 1.148 (326) (134) 20 (7) 1.281 1.007

(1)

Corresponde a los epígrafes “Resultados antes de impuestos” y “Ajustes de resultado” de los Estados de flujos de

efectivo (EFE) consolidados preparados bajo NIIF-UE.

41

ROACE:

Esta MAR es utilizada por la Dirección de Repsol para evaluar la capacidad que tienen los activos

en explotación para generar beneficios, por tanto es una medida de la eficiencia del capital

invertido (patrimonio y deuda).

El ROACE (“Return on average capital employed”) se calcula como: (Resultado de explotación

ajustado por los resultados de los negocios conjuntos excluyendo los “Resultados Específicos” +

gasto por impuestos + resultado participadas) / (Capital empleado medio del periodo de

operaciones continuadas). El Capital empleado mide el capital invertido en la compañía de origen

propio y ajeno, y se corresponde con el Total Patrimonio Neto + la Deuda Neta. Incluye el

correspondiente a los negocios conjuntos u otras sociedades gestionadas operativamente como

tales.

9M 17 9M 16

NUMERADOR (Millones de euros)

Resultado de explotación (NIIF-UE) 1.910 1.418

Reclasificación de negocios conjuntos 353 116

Resultados Específicos 78 (30)

Impuesto sobre beneficios (1) (619) (300)

Resultado entidades valoradas por el método de la participación - neto de impuestos

195 294

I. Resultado ROACE a coste medio ponderado 1.917 2.557 (2) 1.498 1.976 (2)

DENOMINADOR (Millones de euros)

Total Patrimonio Neto 30.056 29.182

Deuda Financiera Neta 6.972 9.988

Capital empleado a final del periodo 37.028 39.170

II. Capital empleado medio (3) 38.142 39.726

ROACE (I/II) 6,7 5,0

(1)

No incluye el impuesto sobre beneficios correspondiente al resultado financiero. (2)

Magnitud anualizada por mera extrapolación de los datos del periodo. (3)

Corresponde a la media de saldo del capital empleado al inicio y al final del periodo.

2. Medidas de caja

Flujo de caja libre, caja generada y liquidez:

Las dos principales medidas utilizadas por parte de la Dirección del Grupo para evaluar la

generación de caja del periodo son el Flujo de caja libre y la Caja generada.

El Flujo de caja libre mide la generación de caja correspondiente a las actividades de explotación y

de inversión y se utiliza para evaluar los fondos disponibles para pagar dividendos a los accionistas

y para atender el servicio de la deuda.

La Caja generada corresponde con el Flujo de caja libre una vez deducidos tanto los pagos por

dividendos, remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio como los intereses netos y pagos

por leasing y autocartera. Esta MAR mide los fondos generados por la Compañía antes de

operaciones financieras (principalmente emisiones y cancelaciones).

42

A continuación se presenta la reconciliación del Flujo de caja libre y la Caja generada con los

Estados de flujos de efectivo consolidados preparados bajo NIIF-UE:


Flujo de caja ajustado

Reclasif. negocios

conjuntos y otros

Estado de flujos de efectivo

NIIF-UE

2017 2016 2017 2016 2017 2016

I. Flujos de efectivo de las actividades de

explotación 3.577 2.430 (309) (188) 3.268 2.242

II. Flujos de efectivo de las actividades

de inversión (1.901) 462 0 382 (1.901) 844

Flujo de caja libre (I+II) 1.676 2.892 (309) 194 1.367 3.086

Caja generada 708 1.897 (527) (239) 181 1.658

III. Flujos de efectivo de las actividades

de financiación y otros(1) (1.764) (2.089) 298 (58) (1.466) (2.147)

Aumento/(Disminución) neto de

efectivo y equivalentes (I+II+III) (88) 803 (11) 136 (99) 939

Efectivo y equivalentes al efectivo al

inicio del periodo 4.918 2.769 (231) (321) 4.687 2.448

Efectivo y equivalentes al efectivo al

final del periodo 4.830 3.572 (242) (185) 4.588 3.387

(1) Incluye pagos por dividendos y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio, pagos de intereses, otros cobros/(pagos) de actividades de financiación, cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio, cobros/(pagos) por emisión/(devolución) de pasivos

financieros y el efecto de las variaciones en los tipos de cambio.

Tercer trimestre

Flujo de caja ajustado

Reclasif. negocios

conjuntos y otros

Estado de flujos de

efectivo NIIF-UE

2017 2016 2017 2016 2017 2016

I. Flujos de efectivo de las actividades de

explotación 1.402 658 (216) (17) 1.186 641

II. Flujos de efectivo de las actividades de

inversión (669) 1.459 (114) 127 (783) 1.586

Flujo de caja libre (I+II) 733 2.117 (330) 110 403 2.227

Caja generada 436 1.840 (552) (325) (116) 1.515

III. Flujos de efectivo de las actividades de

financiación y otros (1) (845) (990) 313 (75) (532) (1.065)

Aumento/(Disminución) neto de efectivo

y equivalentes (I+II+III) (112) 1.127 (17) 35 (129) 1.162

Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio

del periodo 4.942 2.445 (225) (220) 4.717 2.225

Efectivo y equivalentes al efectivo al final

del periodo 4.830 3.572 (242) (185) 4.588 3.387

(1) Incluye pagos por dividendos y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio, pagos de intereses, otros cobros/(pagos) de

actividades de financiación, cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio, cobros/(pagos) por emisión/(devolución) de pasivos financieros y el efecto de las variaciones en los tipos de cambio.

43

Por otro lado, el Grupo mide la Liquidez como la suma del “Efectivo y otros activos líquidos

equivalentes”, de los depósitos de efectivo de disponibilidad inmediata contratados con entidades

financieras, y de las líneas de crédito a corto y largo plazo comprometidas no dispuestas al final del

periodo que corresponden a créditos concedidos por entidades financieras que podrán ser

dispuestos por la compañía en los plazos, importe y resto de condiciones acordadas en el contrato.


Modelo de Reporting Grupo Reclasif. negocios conjuntos NIIF-UE

Sep -17 Dic-16 Sep-16 Sep -17 Dic-16 Sep-16 Sep -17 Dic-16 Sep-16

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4.830 4.918 3.572 (242) (231) (185) 4.588 4.687 3.387

Líneas de crédito comprometidas no dispuestas 2.698 4.429 4.347 - - - 2.698 4.429 4.347

Depósitos a plazo con disponibilidad inmediata1 200 - - - - - 200 - -

Liquidez 7.728 9.347 7.919 (242) (231) (185) 7.486 9.116 7.734

1 Nuevo componente. En una situación de mercado con altos niveles de liquidez y tipos de remuneración negativos, Repsol ha contratado

en este trimestre depósitos a plazo pero con disponibilidad inmediata que se han registrado en el epígrafe “Otros activos financieros

corrientes” y que no cumplen con los criterios contables de clasificación como efectivo y equivalentes de efectivo.

Inversiones netas de explotación:

Esta MAR se utiliza por la Dirección del Grupo para medir el esfuerzo inversor de cada periodo,

así como su asignación por negocios, y se corresponde con aquellas inversiones de explotación

realizadas por los distintos negocios del Grupo netas de las desinversiones. Incluye el

correspondiente a los negocios conjuntos u otras sociedades gestionadas operativamente como

tales.



explotación

Reclasif. negocios

conjuntos y otros

Estado de flujos de

efectivo NIIF-UE(1)

2017 2016 2017 2016 2017 2016

Upstream 1.395 1.725 (292) (488) 1.103 1.237 Downstream 408 (454) (1) 164 407 (290)

Corporación y otros 16 (1.878) 0 11 16 (1.867)

TOTAL 1.819 (607) (293) (313) 1.526 (920)

Tercer trimestre


explotación

Reclasif. negocios

conjuntos y otros

Estado de flujos de efectivo

NIIF-UE(1)

2017 2016 2017 2016 2017 2016

Upstream 474 444 (109) (112) 365 332

Downstream 163 (196) (1) 165 162 (31)

Corporación y otros 8 (1.893) (8) 31 0 (1.862)

TOTAL 645 (1.645) (118) 84 527 (1.561)

(1) Corresponde a los epígrafes “Cobros por desinversiones” y “Pagos por inversiones” de los Estados de flujos de efectivo

consolidados preparados bajo NIIF-UE, sin incluir las partidas correspondientes a “Otros activos financieros”.

44

3. Medidas de la situación financiera

Deuda y ratios de situación financiera:

La Deuda Neta es la principal MAR que utiliza la Dirección para medir el nivel de endeudamiento

de la Compañía. Se compone de los pasivos financieros menos los activos financieros, el efectivo y

otros equivalentes al efectivo y el efecto de la valoración neta a mercado de derivados financieros

(ex - tipo de cambio). Incluye además la Deuda Neta correspondiente a los negocios conjuntos y a

otras sociedades gestionadas operativamente como tales.

Deuda Neta Reclasif. negocios conjuntos (1) Magnitud según

balance NIIF-UE

Sep-17 Dic-16 Sep-16 Sep-17 Dic-16 Sep-16 Sep-17 Dic-16 Sep-16

Activo no corriente

Instrumentos financieros no

corrientes(2) 374 424 79 699 657 593 1.073 1.081 672

Activo corriente

Otros activos financieros corrientes

238 52 26 1.122 1.228 1.261 1.360 1.280 1.287

Efectivo y otros activos

líquidos equivalentes 4.830 4.918 3.574 (242) (231) (187) 4.588 4.687 3.387

Pasivo no corriente(3)

Pasivos financieros no

corrientes (8.155) (9.540) (9.627) 147 58 56 (8.008) (9.482) (9.571)

Pasivo corriente(3)

Pasivos financieros corrientes (4.334) (4.085) (4.150) (2.665) (2.824) (2.601) (6.999) (6.909) (6.751)

Partidas no incluidas en

balance

Valoración neta a mercado de derivados financieros ex tipo de

cambio(4)

75 87 110 - - - 75 87 110

DEUDA NETA (6.972) (8.144) (9.988) (7.911) (9.256) (10.866)

(1) Incluye fundamentalmente la financiación neta del Grupo Repsol Sinopec Brasil desglosada en los siguientes epígrafes:

Septiembre 2016: (Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 30 millones de euros y pasivos financieros corrientes por préstamo intra-grupo de importe 2.772 millones de euros, minorado en 393 millones de euros por préstamos con terceros).

Diciembre 2016: (Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 43 millones de Euros y pasivos financieros corrientes por préstamo intra-grupo de importe 2.942 millones de euros, minorado en 344 millones de euros por préstamos con terceros)

Septiembre 2017: (Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 20 millones de euros y pasivos financieros corrientes

por préstamo intra-grupo de importe 2.647 millones de euros, minorado en 347 millones de euros por préstamos con terceros). (2) Corresponde al epígrafe “Activos financieros no corrientes” del Balance de situación consolidado sin considerar los activos

financieros disponibles para la venta. (3) No incluye los saldos correspondientes a los arrendamientos financieros. (4) En este epígrafe se elimina el valor neto a mercado por derivados financieros diferentes a derivados de tipo de cambio.

45

La Deuda Bruta es una magnitud utilizada para analizar la solvencia del Grupo, e incluye los

pasivos financieros y el neto de la valoración a mercado de los derivados de tipo de cambio.

Deuda Bruta Reclasif. negocios conjuntos Magnitud según

balance NIIF-UE

Sep-17 Dic-16 Sep-16 Sep-17 Dic-16 Sep-16 Sep-17 Dic-16 Sep-16

Pasivos financieros corrientes (4.311) (4.061) (4.103) (2.664) (2.824) (2.601) (6.975) (6.885) (6.704)

Valoración neta a mercado de derivados financieros de tipo de

cambio corrientes

7 7 (32) - - - 7 7 (32)

Deuda Bruta corriente (4.304) (4.054) (4.135) (2.664) (2.824) (2.601) (6.968) (6.878) (6.736)

Pasivos Financieros no corrientes (8.080) (9.452) (9.516) 146 57 55 (7.934) (9.395) (9.461)

Deuda Bruta no corriente (8.080) (9.452) (9.516) 146 57 55 (7.934) (9.395) (9.461)

DEUDA BRUTA (12.384) (13.506) (13.651) (2.518) (2.767) (2.546) (14.902) (16.273) (16.197)

Los ratios indicados a continuación se basan en la Deuda y son utilizados por la Dirección del

Grupo para evaluar tanto el grado de apalancamiento como la solvencia del Grupo.

El Apalancamiento corresponde a la Deuda Neta dividida por el Capital empleado a cierre del

periodo. Este ratio sirve para determinar la estructura financiera y el nivel de endeudamiento

relativo sobre el capital aportado por los accionistas y entidades que proporcionan financiación. Es

la principal medida para evaluar y comparar con otras compañías de Oil & Gas la situación

financiera de la compañía.

La Cobertura de la deuda corresponde a la Deuda Neta dividida por el EBITDA y permite evaluar

la capacidad de la compañía de devolución de la financiación ajena en número de años (x veces),

así como su comparación con otras compañías del sector.

El Ratio de Solvencia se calcula como la Liquidez (ver apartado 2 de este Anexo) dividida por la

Deuda Bruta a corto plazo, y se utiliza para determinar el número de veces que el Grupo podría

afrontar sus vencimientos de deuda a corto plazo con la liquidez actual.

La Cobertura de intereses se calcula como los intereses de la deuda (que se compone de los

ingresos y los gastos financieros) divididos por el EBITDA. Este ratio es una medida que permite

determinar la capacidad de la compañía para atender los pagos por intereses con su EBITDA.


Modelo Reporting del Grupo Reclasif. Negocios Conjuntos

Magnitud según Balance NIIF -

UE

Millones de euros 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Intereses 268 328 (49) (55) 219 273

EBITDA 4.715 3.558 (973) (555) 3.742 3.003

Cobertura de intereses 5,7% 9,2% 5,9% 9,1%

Tercer trimestre

Modelo Reporting del Grupo Reclasif. Negocios Conjuntos

Magnitud según Balance NIIF -

UE

Millones de euros 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Intereses 85 104 (15) (20) 70 84

EBITDA 1.607 1.141 (326) (134) 1.281 1.007

Cobertura de intereses 5,3% 9,1% 5,5% 8,3%

hecho de importancia presentación información financiera · o en downstream, el resultado neto...

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