Áreas de negocio 2005 - repsol · negocio de la química presentó unos márgenes altos,...

Áreas de Negocio 2005

Repsol YPF, S.A.Dirección General de Control de Gestióny Desarrollo Corporativo.Dirección de Relaciones con InversoresPaseo de la Castellana, 278-280. 28046 MadridTeléfonos: (+34) 91 348 81 00 / (+34) 91 348 80 00Fax: (+34) 91 314 28 21 / (+34) 91 348 94 94

Internetwww.repsolypf.comwww.accionistasrepsolypf.com

Otras publicacionesInforme Anual 2005Informe de Responsabilidad Corporativa 2005Informe Anual de Gobierno Corporativo 2005Extracción, revista del accionista de Repsol YPF

Oficina de información al accionistaTeléfono: (+34) 900 100 100

ÍndiceIntroducción 1Repsol YPF en el mundo 2Información bursátil 4Información financiera 7Exploración y producción 17Refino y marketing 43Química 61Gas y electricidad 69

IntroducciónA lo largo del ejercicio 2005 el presidente deRepsol YPF, Antonio Brufau, presentó anteanalistas, accionistas, inversoresinstitucionales y empleados, el PlanEstratégico para el periodo 2005/2009. Esteplan, que marca las grandes líneas deactuación de la compañía durante el citadoperiodo, se basa en cuatro ejesfundamentales: crecimiento en las áreas deUpstream y GNL, fuerte generación de cajaen Downstream y ABB, transformación de lacartera de activos y ahorro de costes. Todoello conducirá a garantizar un crecimientosostenido del dividendo para los accionistas,que aumentará un 15% anualmente hasta elaño 2009.

El año 2005 se ha caracterizado por loselevados precios del crudo que, en media,subieron un 42,5% en su calidad Brent, asícomo por una estabilidad del tipo medio decambio del dólar frente al euro.Adicionalmente, el indicador de margen derefino del ejercicio 2005 se ha situado en8,46 $/bbl, lo que supone un incremento del48,2% con respecto al ejercicio 2004. Enmarketing, los márgenes en España han sidosemejantes a los del pasado ejercicio,mientras que en Argentina descendieron. Elnegocio de la química presentó unos

márgenes altos, destacando su fortaleza en elprimer trimestre de 2005. Por último, el áreade gas y electricidad refleja los crecimientosde la actividad de distribución en España yLatinoamérica, así como la favorablecoyuntura para la generación eléctrica enEspaña.

Aunque su anuncio tuvo lugar el pasado mesde enero de 2006, es de singular importanciamencionar la revisión de reservas dehidrocarburos realizada por la compañía,cuyos hechos y circunstancias están siendodeterminados por la Comisión de Auditoria yControl, con la colaboración de asesoresindependientes. Con el cierre definitivorealizado a 2005, Repsol YPF ha acometidouna revisión a la baja de sus reservas de1.254 millones de barriles equivalentes depetróleo, de los que un 52% corresponden aBolivia, un 41% a Argentina y un 7% al restodel mundo.

En el ejercicio 2005, el resultado neto alcanzó3.120 millones de euros frente a los 2.414millones de euros del ejercicio 2004. Elresultado de las operaciones se haincrementado un 31,5% frente al año 2004.

En el área de Exploración y producción ydentro de la estrategia de crecimiento, se handado pasos importantes como la creación deuna sociedad con Gas Natural SDG para la

participación conjunta en proyectos de GNL, lafirma del acuerdo para desarrollar la primeraplanta de regasificación de GNL en la costaeste de Canadá y la entrada en el proyectoPerú LNG. Destacan también la puesta enmarcha del cuarto tren de licuefacción y laadquisición hasta el 70% de tres campos decrudo (TSP) y uno de gas (Onyx) en Trinidad yTobago, la ampliación del Gasoducto del Norteen Argentina, el inicio de la producción delbloque Barrancas en Venezuela y el comienzodel desarrollo del proyecto Neptune en elGolfo de México-Estado Unidos.

En el área de Refino y marketing, Repsol YPFpresentó el nuevo Plan de Inversiones de refinodel área de Downstream. La estrategia deRefino de Repsol YPF en España tiene comoobjetivos incrementar la capacidad dedestilación y de conversión, adaptar lasunidades a futuras especificaciones deproductos, impulsar el uso de biocarburantes ymejorar la eficiencia energética, la seguridad yel medio ambiente.

El año 2005 ha sido, por tanto, un ejerciciodonde los resultados de la compañía hanalcanzado valores históricos en un contextode altos precios de crudo y márgenes derefino. Además, a lo largo del ejercicio se hapuesto en marcha una nueva organizaciónde la compañía que ha impulsado laejecución del Plan Estratégico 2005-2009.

2 ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � REPSOL YPF EN EL MUNDO

Repsol YPF en el mundo

EE.UU.

Canadá

México

Cuba

VenezuelaGuyana

Suriname

Trinidad y Tobago

Brasil

Colombia

Ecuador

Perú

Bolivia

ArgentinaChile

Argentina – – – –Bolivia – –Brasil – – –Canadá –Chile –Colombia – –Cuba –Ecuador – –EE.UU. –Guyana –México – – –Perú – –Suriname –Trinidad y Tobago –Venezuela –Alemania –Dinamarca –España – – – –Francia –Italia – –Portugal – –Arabia Saudí –Dubai –India –Irán –Angola –Argelia –Guinea Ecuatorial –Liberia –Libia –Marruecos – –Mauritania –Sierra Leona –Malasia – –

– Exploración y producción

– Refino y marketing

– Química

– Gas y electricidad

3ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � REPSOL YPF EN EL MUNDO

Alemania

Dinamarca

Francia

Italia

EspañaPortugal

Marruecos

Mauritania

Argelia Libia

Arabia Saudí

Dubai

Irán

India

Malasia

Sierra Leona

Liberia

GuineaEcuatorial

Angola

4 ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � INFORMACIÓN BURSÁTIL

Información bursátil

Estados Unidos(NYSE)

Argentina(Merval)

España(Bolsas españolas)

Información bursátil

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Precio de Repsol en el Mercado Continuo (euro/acción)

Máximo 10,24 13,52 17,77 24,25 24,01 21,89 16,18 15,88 19,20 27,96Mínimo 7,95 9,83 11,42 14,33 16,20 14,26 10,75 11,79 15,49 18,5531 de diciembre 9,98 13,02 15,17 23,02 17,02 16,38 12,60 15,46 19,16 24,67

Capitalización bursátil (31/12, millones de euros) 8.979 11.720 13.649 27.348 20.779 19.997 15.383 18.875 23.392 30.119

Precio de Repsol en el NYSE (US$/ADR) (1)Máximo 13,04 15,17 19,17 24,25 23,00 19,49 14,68 19,69 26,15 33,75Mínimo 10,50 12,37 13,56 15,44 14,63 15,25 10,30 13,10 19,30 24,3431 de diciembre 12,71 14,19 18,21 23,25 16,13 14,56 13,08 19,55 26,10 29,41

Volumen de contratación (N.º títulos, media diaria)

Mercado continuo 936.470 1.402.018 1.396.741 4.296.601 5.876.738 6.936.762 7.079.391 8.020.456 7.963.102 7.513.251NYSE 356.746 245.505 159.654 250.474 326.645 288.008 343.123 191.263 218.882 221.069Bolsa de Buenos Aires — — — 8.568 34.936 434.983 14.096 5.821 2.512 3.678

Dividendo por acciónEuros 0,36 0,40 0,44 0,42 0,50 0,21 0,31 0,40 0,50 0,60Dólares 0,43 0,44 0,51 0,42 0,47 0,19 0,33 0,50 0,65 0,72

Pay-out (%) 45,60 47,60 45,30 49,40 25,10 25,00 19,39 24,28 25,29 23,50Rentabilidad por dividendo (al 31/12) (%) 3,60 3,10 2,90 1,80 2,90 1,30 2,50 2,60 2,60 2,40PER (Precio/beneficio por acción) 12,60 15,50 15,60 23,70 8,40 10,10(*) 7,88 9,37 9,68 9,64Ponderación en el IBEX 35 7,92 6,91 5,88 9,41 6,94 6,59 7,30 6,85 6,71 7,32Ponderación en el Eurostoxx 50 — — 0,88 0,78 0,92 0,40 0,93 1,08 1,19 1,33Número de acciones (millones) (al 31/12) 300 300 300 1.188 1.221 1.221 1.221 1.221 1.221 1.221Valor nominal (euros por acción) 3 3 3 1 1 1 1 1 1 1

(1) ADR = American Depositary Receipt (1 ADR = 1 acción)(*) Los datos de PER, se han realizado en base a los resultados antes de los ajustes por Argentina. Después de los ajustes el PER sería de 19,5 veces.

5ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � INFORMACIÓN BURSÁTIL

Dividendo por acciónEuros/acción

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

05040302010099989796

Ponderación en el Ibex 35y en el Eurostoxx 50%

Eurostoxx 50Ibex 35

0

2

4

6

8

10

05040302010099989796

Capitalización bursátil a 31 de diciembreMillones de euros

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

05040302010099989796

Información financieraPrincipales magnitudes 8Estados financieros 10

Cuenta de resultados 10Balance 11

Información por áreas de negocio 12Información por áreas geográficas 15

Buenos Aires

Madrid

8 ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � INFORMACIÓN FINANCIERA

Principalesmagnitudes

Resultado después de impuestosMillones de euros

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

05040302010099989796

Resultado de las operacionesMillones de euros

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

05040302010099989796

Cash-flow ddiMillones de euros

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

05040302010099989796

DividendoMillones de euros

0

200

400

600

800

05040302010099989796

Información financiera Millones de euros

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Ingresos operativos 16.659 19.287 18.989 26.295 45.742 43.653 36.490 37.206 40.292 51.045Resultado después de impuestos 717 758 875 1.011 2.429 1.025 1.952 2.020 2.414 3.120Resultado de las operaciones 1.194 1.404 1.658 2.629 6.242 4.920 3.323 3.860 4.686 6.161Cash-flow después de impuestos 1.558 1.969 2.150 3.182 6.302 5.729 4.823 4.477 4.697 6.480Dividendos 326 361 397 499 610 256 378 488 610 733Inversiones 1.878 2.974 2.178 17.633 5.940 4.456 2.673 3.837 3.747 3.713Activo 12.973 16.052 17.351 42.050 52.419 51.439 38.064 38.033 39.693 45.782Deuda financiera neta 2.293 3.296 3.534 17.136 20.398 16.555 7.472 5.047 5.399 4.514Patrimonio neto 5.096 5.557 6.043 12.526 15.143 14.538 13.586 13.632 12.806 16.262

NOTA: Las magnitudes financieras de 2004 y 2005, recogidas en esta publicación, se presentan según las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF)aprobadas por la Unión Europea.

Deuda financiera neta

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Deuda financiera neta al final de año (millones de euros) (2.293) (3.296) (3.534) (17.136) (20.398) (16.555) (7.472) (5.047) (5.399) (4.514)

Resultado financiero (millones de euros) (49) (150) (170) (726) (1.300) (1.352) (786) (400) (624) (722)Endeudamiento neto (%) 27,8 30,2 30,7 53,5 51,0 40,1 29,2 21,9 24,3 18,1Cobertura de intereses (número de veces) 13,1 7,7 7,9 8,0 7,0 6,7 8,8 13,8 19,2 23,2

Ratios de rentabilidad

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Rentabilidad sobre fondos propios (ROE) (%) 15,8 14,2 15,1 10,9 17,6 6,9 13,9 14,8 20,0 21,5Rentabilidad sobre activos (ROA) (%) 8,0 7,6 7,6 6,4 9,3 4,5 6,5 6,6 7,5 8,5Rentabilidad sobre capital empleado (ROCE) (%) 12,4 11,0 10,6 8,3 11,9 6,0 7,7 9,9 14,3 16,5Rentabilidad sobre capital empleadoantes de no recurrentes (ROCE) (%) — — — 12,0 14,3 10,4 13,1 17,0 16,5 18,7

Definición de ratios:Ratio endeudamiento Deuda neta / (fondos propios + minoritarios + deuda neta + subvenciones a la exploración + ingresos a distribución)Cobertura de intereses EBITDA / cargas financierasRentabilidad sobre fondos propios (ROE) Resultado neto / fondos propios mediosRentabilidad sobre activos (ROA) (Resultado neto + minoritarios + gastos financieros después de impuestos) / activo medioRentabilidad sobre capital empleado (ROCE) (Resultado neto + minoritarios + gastos financieros después de impuestos) / (fondos propios + minoritarios +

endeudamiento neto al inicio del periodo)Rentabilidad sobre capital empleado ex-fondo de comercio (ROCE) (Resultado neto + minoritarios + gastos financieros después de impuestos + amortiz. fondo comercio) (fondos propios +

minoritarios + endeudamiento neto - fondo de comercio al inicio del periodo)

9ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � INFORMACIÓN FINANCIERA

Deuda financiera netaMillones de euros

0

6.000

12.000

18.000

24.000

05040302010099989796

Endeudamiento neto%

0

10

20

30

40

50

60

05040302010099989796

InversionesMillones de euros

0

1.500

3.000

4.500

6.000

16.500

18.000

05040302010099989796

Cuenta de resultados Millones de euros

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Ventas 16.236 18.800 18.573 25.633 44.043 42.851 35.555 36.069 38.273 48.024Otros 423 488 416 662 1.699 802 935 1.137 2.019 3.022Ingresos por operaciones continuadas 16.659 19.287 18.989 26.295 45.742 43.653 36.490 37.206 40.292 51.045

Consumos 11.711 13.297 12.751 16.444 27.895 26.921 24.198 24.314 24.976 33.174Personal 807 898 970 1.267 1.648 1.732 1.161 1.111 1.321 1.542Tributos 322 454 220 614 1.415 1.207 1.039 1.155 1.323 1.813Servicios, suministros y trabajos exteriores 1.626 1.922 1.950 2.960 4.667 4.705 3.305 3.359 3.542 5.799Transportes y fletes 280 316 387 585 1.011 1.197 838 863 1.201 1.124Amortizaciones 719 996 1.054 1.796 2.864 2.971 2.626 2.245 2.368 2.450Otros gastos operativos — — 1 — — — — 299 875 1.187Gastos de las operaciones continuadas 15.465 17.883 17.331 23.666 39.500 38.733 33.167 33.346 35.606 44.884

RESULTADO DE LAS OPERACIONES 1.194 1.404 1.658 2.629 6.242 4.920 3.323 3.860 4.686 6.161RESULTADO FINANCIERO (49) (150) (170) (726) (1.300) (1.352) (786) (400) (624) (722)Resultado antes de impuestos y participadas 1.145 1.254 1.488 1.903 4.942 3.568 2.537 3.460 4.062 5.439AMORTIZACIÓN FONDO COMERCIO (5) (23) (24) (133) (270) (323) (300) (174) — —RESULTADO EXTRAORDINARIO (10) 21 (54) (87) (419) (777) 648 (154) — —

RESULTADO A.D.I. 1.131 1.252 1.410 1.683 4.253 2.468 2.885 3.132 4.062 5.439IMPUESTOS SOBRE BENEFICIOS (332) (366) (397) (557) (1.408) (988) (564) (1.048) (1.627) (2.332)PARTICIPADAS 2 13 1 59 72 35 (35) 146 131 117RESULTADO DEL PERIODO 801 899 1.014 1.185 2.917 1.515 2.286 2.230 2.566 3.224Atribuible a socios externos 83 142 139 175 488 490 334 210 152 105RESULTADO ATRIBUIBLE A ACCIONISTAS DE LA SOCIEDAD DOMINANTE 718 757 875 1.010 2.429 1.025 1.952 2.020 2.414 3.120

RESULTADO D.D.I. POR ACCIÓN (euro/acción) 0,80 0,84 0,97 0,97 2,04 0,84 1,60 1,65 1,98 2,56NÚMERO MEDIO ACCIONES (millones) 300 300 300 1.220 1.221 1.221 1.221 1.221 1.221 1.221


Estados financieros

VentasMillones de euros

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

05040302010099989796

Resultado ddi por acciónEuros/acción

0

1

2

3

05040302010099989796

Resultado antes de impuestosMillones de euros

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

05040302010099989796

Balance Millones de euros

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

ACTIVOInmovilizado Neto 9.019 11.336 12.270 28.433 40.801 39.332 26.972 26.029Activo circulante 3.954 4.716 5.081 13.617 11.618 12.107 11.092 12.004

TOTAL ACTIVO 12.973 16.052 17.351 42.050 52.419 51.439 38.064 38.033

PASIVOFondos propios 5.096 5.557 6.043 12.526 15.143 14.538 13.586 13.632Accionistas minoritarios 836 1.648 1.513 1.870 3.522 6.591 4.223 4.054Deuda financiera a largo plazo 1.918 2.826 2.275 10.223 14.886 13.488 8.273 6.454Otras deudas a largo 1.163 1.415 1.718 3.174 4.400 3.732 3.047 3.708Pasivo circulante comercial 2.979 3.097 3.412 5.488 7.281 5.527 4.936 5.816Deuda financiera a corto plazo 982 1.510 2.390 8.769 7.187 7.563 3.999 4.369

TOTAL PASIVO 12.973 16.052 17.351 42.050 52.419 51.439 38.064 38.033

2004 2005

ACTIVOACTIVO NO CORRIENTE 27.913 31.477Propiedades, Plantas y Equipo Neto 20.302 23.304Propiedades de inversión 52 54Fondo de comercio 3.204 3.773Otros activos intangibles netos 693 1.003Activos disponibles para la venta 83 1Inversiones registradas por puesta

en equivalencia 449 399Activos financieros 2.030 1.746Activos por impuestos diferidos 1.099 1.197

ACTIVO CORRIENTE 11.780 14.305Existencias 2.638 3.730Clientes y otras cuentas a cobrar 5.277 6.841Hacienda pública deudora

por impuesto de sociedades 270 586Activos financieros líquidos — —Inversiones financieras temporales 267 501Efectivo y equivalentes al efectivo 3.328 2.647TOTAL ACTIVO 39.693 45.782

PATRIMONIO NETO Y PASIVO 13.230 16.790Patrimonio Neto atribuible a los accionistas

de la sociedad dominante 12.806 16.262Accionistas minoritarios 424 528

PASIVO NO CORRIENTE 17.293 17.683Acciones preferentes 3.386 3.485Préstamos y deudas financieras no corrientes 7.333 6.236Pasivos por impuestos diferidos 2.960 3.380Provisiones para riesgos y gastos no corrientes 1.996 2.878Otros pasivos no corrientes 1.618 1.704

PASIVO CORRIENTE 9.170 11.309Préstamos y deudas financieras corrientes 3.142 2.701Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 5.550 7.783Hacienda pública acreedora por impuesto

de sociedades 445 635Provisiones para riesgos y gastos corrientes 33 190

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 39.693 45.782

NOTA: Las magnitudes financieras de 2004 y 2005, recogidas en esta publicación, se presentan según las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF)aprobadas por la Unión Europea.


Ingresos operativos Millones de euros

2001 2002 2003 2004 20051er 2º 3er 4º Total 1er 2º 3er 4º Total 1er 2º 3er 4º Total

Exploración y producción 7.305 5.580 1.637 1.557 1.691 1.534 6.419 2.106 1.891 2.131 2.174 8.302 1.921 2.146 2.383 2.753 9.203Refino y marketing 32.491 31.289 8.688 7.768 7.963 8.061 32.480 7.792 8.333 8.701 7.989 32.815 9.086 10.379 10.376 11.457 41.298Química 2.355 2.109 556 577 467 640 2.240 634 689 826 876 3.025 915 982 1.151 1.138 4.186Gas y electricidad 5.900 3.110 369 322 360 435 1.486 493 418 475 605 1.991 678 557 642 888 2.765Corporación y otros (4.398) (5.598) (1.487) (1.349) (1.328) (1.255) (5.419) (1.351) (1.363) (1.665) (1.462) (5.841) (1.054) (1.804) (1.700) (1.849) (6.407)Total 43.653 36.490 9.763 8.875 9.153 9.415 37.206 9.674 9.968 10.468 10.182 40.292 11.546 12.260 12.852 14.387 51.045

Resultado de las operaciones Millones de euros


Exploración y producción 2.557 1.785 670 543 613 526 2.352 979 678 742 663 3.062 633 855 1061 697 3.246Refino y marketing 1.406 854 357 348 265 226 1.196 309 454 428 394 1.585 653 701 739 590 2.683Química (55) 97 51 58 12 34 155 40 56 95 71 262 161 81 23 43 308Gas y electricidad 1.062 633 63 36 52 61 212 90 58 73 89 310 118 78 94 99 389Corporación y otros (50) (46) (12) (39) (9) (5) (55) (16) (51) (92) (374) (533) (99) (140) (158) (68) (465)Total 4.920 3.323 1.129 946 933 852 3.860 1.402 1.195 1.246 843 4.686 1.466 1.575 1.759 1.361 6.161

Inversiones Millones de euros


Exploración y producción 1.951 1.081 1.154 375 302 337 2.168 280 306 307 292 1.185 229 326 376 1017 1948Refino y marketing 877 584 95 154 158 256 663 130 256 213 712 1.311 275 184 246 290 995Química 218 89 26 12 18 25 81 17 18 19 238 292 18 27 73 52 170Gas y electricidad 1.265 694 107 153 103 148 511 428 50 186 113 777 80 177 80 120 457Corporación y otros 145 225 28 34 29 323 414 16 19 85 62 182 28 19 31 65 143Total 4.456 2.673 1.410 728 610 1.089 3.837 871 649 810 1.417 3.747 630 733 806 1.544 3.713


Informaciónpor áreas de negocio

Inversiones por áreas de negocio%

Exploración y producciónRefino y marketingQuímicaGas y electricidad

Corporación y otros

0

25

50

75

100

20052004200320022001

Resultado de las operaciones por áreas de negocioMillones de euros

Corporación y otrosExploración y producciónRefino y marketingQuímica

Gas y electricidad

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

20052004200320022001

Plantilla Número de empleados a 31 de diciembre

2001 2002 2003 2004 2005

Exploración y producción 3.118 2.160 2.328 2.371 3.075Refino y marketing 20.838 20.391 20.529 21.898 22.627Química 2.602 2.494 2.541 2.546 3.208Gas y electricidad (incluye GLP) 6.849 1.508 3.283 3.797 2.135Otras áreas 2.045 3.557 2.440 2.725 4.864Total 35.452 30.110 31.121 33.337 35.909

Gastos de personal Millones de euros

2001 2002 2003 2004 2005

Total 1.732 1.160 1.111 1.321 1.542


Ingresos operativos por áreas de negocioMillones de euros

Corporación y otrosExploración y producciónRefino y marketingQuímica

Gas y electricidad

-10.000

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

20052004200320022001

Gastos de personalMillones de euros

0

400

800

1.200

1.600

2.000

20052004200320022001

Plantilla por áreas de negocio%

Exploración y producciónRefino y marketingQuímicaGas y electricidad

Otras áreas

0

25

50

75

100

20052004200320022001

Información por áreas de negocio

2001 2002 2003 2004 2005

Producción hidrocarburos (Mbep) 370,3 365,1 413,3 426,7 415,9Crudo procesado (Mtep) 51,0 50,9 53,4 54,9 55,3Ventas productos petrolíferos (kt)

España 25.641 26.785 27.861 33.028 33.631ABB (1) 8.550 8.001 8.116 15.073 15.815Resto del Mundo 15.491 15.305 17.600 6.867 8.494

Total 49.682 50.091 53.577 54.968 57.940

Ventas productos petroquímicos (kt)Básica 712 723 426 420 979Derivada 2.663 2.803 3.542 3.684 3.665

Total 3.375 3.526 3.968 4.104 4.644

Ventas de GLP (kt) 3.245 3.237 3.193 3.216 3.343

(1) Hasta el año 2003 sólo incluye las ventas en Argentina.


Informaciónpor áreas de negocio

Ventas de productos petrolíferoskt

EspañaABBResto del Mundo

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

20052004200320022001

Producción de hidrocarburosMbep

0

100

200

300

400

500

20052004200320022001

Ventas de productos petroquímicoskt

DerivadaBásica

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

20052004200320022001

Ingresos Operativos Millones de euros

2001 2002 2003 2004 2005

España 28.732 25.135 25.098 25.678 32.793ABB 12.122 9.530 10.322 8.089 9.443Resto del Mundo 2.799 1.825 1.786 6.525 8.809Total 43.653 36.490 37.206 40.292 51.045


España 1.874 1.134 826 1.501 2.030ABB 2.366 1.792 2.729 1.842 2.223Resto del Mundo 680 397 305 1.343 1.908Total 4.920 3.323 3.860 4.686 6.161

Inversiones (*) Millones de euros

España 1.843 986 1.322 1.468 1.155ABB 2.404 1.607 2.389 1.048 1.295Resto del Mundo 209 80 126 1.231 1.263Total 4.456 2.673 3.837 3.747 3.713

(*) Incluye la capitalización de gastos a distribuir en varios ejercicios.


Informaciónpor áreasgeográficas

Ingresos operativos por áreas geográficas%


0

25

50

75

100

20052004200320022001

Inversiones%


0

25

50

75

100

20052004200320022001

Resultado de las operaciones por áreas geográficasMillones de euros


0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

20052004200320022001

Exploración y producciónPrincipales magnitudes del área 18Introducción 20Reservas de petróleo y gas 22Producción 23Operaciones 24

Argentina 25España 26Angola 27Arabia Saudí 27Argelia 27Bolivia 28Brasil 29Colombia 29Cuba 30Dubai 30Ecuador 30Estados Unidos 31Guinea Ecuatorial 32

Guyana 32Irán 32Kazakhstan 32Liberia 33Libia 33Marruecos 34Mauritania 34México 34Perú 35Rusia 35Sierra Leona 35Suriname 36Trinidad y Tobago 36Venezuela 37

Gas 38Comercialización 38Separación de líquidos 38GNL 38

Argentina

EE.UU.

Canadá

México

Brasil

Cuba

Venezuela

Colombia

Ecuador

Perú

Bolivia

SurinameGuyana

Trinidad y Tobago

España

LibiaArgelia

Mauritania

Marruecos

Sierra LeonaLiberia

GuineaEcuatorial

Angola

ArabiaSaudí

Irán

DubaiAngola –Arabia Saudí –Argelia – – –Argentina – –Bolivia – –Brasil – –Canadá –Colombia – –Cuba –Dubai –Ecuador – –EE.UU. – –España – –Guinea Ecuatorial –Guyana –Irán – –Liberia –Libia – –Marruecos –Mauritania –México – –Perú – – –Sierra Leona –Suriname –Trinidad y Tobago – – –Venezuela – –

– Exploración

– Producción

– GNL

Hitos 2005� En enero de 2005 se produjo un

descubrimiento en Irán, en el Bloqueon-shore Mehr, con el sondeo Band EKarkheh-2.

� Repsol YPF participó en la Ronda delicitaciones de marzo de 2005 en elGolfo de Méjico USA, ofertando por 12bloques y adjudicándose 9 de ellos.

� El 19 de mayo del 2005 fuepromulgada en Bolivia la Ley deHidrocarburos Nº 3058. Las principalesmodificaciones son la propiedad delEstado boliviano de los hidrocarburosen “Boca de Pozo”, la migraciónobligatoria a alguna de las formascontractuales establecidas en la Ley enel plazo de 180 días (Contrato deProducción Compartida, Contrato deAsociación o Contrato de Operación) yel nuevo régimen tributario: 18% deRegalías a todos los campos, creacióndel Impuesto Directo a losHidrocarburos (IDH), aplicable a laproducción en todos los campos cuyaalícuota es del 32%.

� En junio Repsol YPF firmó con lacompañía Irving Oil Limited unimportante acuerdo para el desarrollode la primera planta de regasificación


2001 2002 2003 2004 2005

1er trimestre 801 256 670 979 6332º trimestre 735 435 543 678 8553er trimestre 717 505 613 742 1.0614º trimestre 304 589 526 663 697

Total anual 2.557 1.785 2.352 3.062 3.246

de GNL (gas natural licuado) en lacosta este de Canadá. Está previsto quela planta comience a operar a finales de2008 o principios de 2009.

� En junio se terminó con éxito en Perú elsondeo exploratorio Buenavista 39 1-Xen el bloque 39, donde Repsol YPFparticipa con un 55% y es el operador.

� El 30 de junio Repsol YPF anunció ladecisión de iniciar el desarrollo del campoNeptune, situado en aguas profundas delGolfo de México USA, donde participacon un 15%. El inicio de la producciónestá previsto para el tercer trimestre de2007 y se estima que alcanzará enplateau 50.000 bbld de petróleo y 50Mscfd (100% del campo). Las reservasdel campo Neptune se estiman en elrango de 100 a 150 Mbep.

� A finales de junio en Libia, se realizóotro descubrimiento de crudo en elbloque NC115 con el pozo P1.

� A mediados de julio Repsol YPFadquirió en Trinidad y Tobago trescampos de petróleo en producción(Teak, Samaan y Poui), y uno de gaspendiente de desarrollar (Onyx). Seestimaron las reservas 3P con riesgo delos campos en 174 Mbep y lasinversiones previstas para los camposde petróleo y el desarrollo del campo

18 ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Principalesmagnitudesdel área

producción, licuación y comercializaciónde gas natural. A primeros de agosto seconstituyó formalmente la sociedadconjunta para el negocio de GNL(Repsol-Gas Natural LNG, S.L).

� El 22 de agosto el Gobierno deVenezuela concedió a Repsol YPF elbloque Junin 7 que tiene una superficiede 500 km2, para realizar junto conPDVSA un proceso de cuantificación ycertificación de las reservas del bloque.El bloque se sitúa en la Faja Petrolíferadel Orinoco, ubicada en la región Sur-Este de Venezuela. La faja del Orinocoes la principal reserva de crudo pesadoy extrapesado del mundo y estáconsiderada como uno de los mayoresreservorios petroleros del planeta.

� En verano de 2005 Repsol YPF obtuvode las autoridades de Mauritania el100% de los bloques exploratorios TA-9y TA-10 en la cuenca de Taoudenni. Lasuperficie de estos bloques es de 30.911km2 (TA-9) y de 34.001 km2 (TA-10).

� En septiembre de 2005 se inició laproducción temprana en el ProyectoIntegrado Barrancas en Venezuela, conuna producción de gas de 20 Mscfd y80 Mw de electricidad.

� En septiembre se terminó en Argelia elsondeo RG-5 en el bloque 351c - 352c

(Cuenca de Reganne) con resultadopositivo.

� El 1 de octubre el presidente de RepsolYPF celebró en Brasilia un acuerdo marcode carácter regional por el cual RepsolYPF y PDVSA constituirán sociedadesmixtas de producción en cuencas de altovalor petrolífero en Venezuela.

� En Libia, se produjeron en el últimotrimestre del año tres descubrimientoscon los sondeos I1, J1 y K1 en elbloque NC 186 a 800 km al sur deTrípoli, en el desierto del Sahara.

� En Trinidad y Tobago se realizó undescubrimiento con el pozoexploratorio Coconut 1 dentro de losbloques de bpTT, donde Repsol YPFparticipa con el 30%.

� En noviembre se realizó la licitación delProyecto Rafael Urdaneta Fase B enVenezuela, en el cual se le otorgó aRepsol YPF y ENI el bloque Cardon IV, laparticipación de Repsol YPF es del 50%.

� En diciembre se puso en marcha elcuarto tren de licuación en la planta deAtlantic LNG, el nuevo tren tiene unacapacidad de producción de 5,2millones de toneladas año y es uno delos mayores en el mundo.

19ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

de gas en torno a 500 millones dedólares hasta el año 2025. Tras el cierre de esta operación tantoPetrotrin (petrolera estatal de Trinidad yTobago) como NGC, adquirieron un15% de participación cada una en loscampos, quedando Repsol YPF comooperador con un 70% de participación.

� En agosto se inauguró la ampliación delGasoducto del Norte en Argentina, en laque Repsol YPF invirtió 100 millones dedólares. Esta ampliación aportará 1,8millones de metros cúbicos diariosadicionales de gas natural al sistematroncal argentino. La obra quedó finalizadaen su totalidad al concluir el año.

� En agosto Repsol YPF firmó con lapetrolera norteamericana Hunt Oil elacuerdo definitivo para su entrada enun importante Proyecto Integrado deGNL en Perú (Perú LNG), que incluyeel desarrollo del yacimiento Camisea, laconstrucción y operación de una plantade licuación y la adquisición de unaparticipación en la Transportadora deGas del Perú S.A (TGP).

� En abril de 2005 Repsol YPF y GasNatural SDG firmaron un importanteacuerdo para su participación conjunta,en forma de consorcio, en los futurosproyectos integrados de gas naturallicuado (GNL), incluyendo la exploración,


1er trimestre2o trimestre3er trimestre4o trimestre


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

20052004200320022001

Precios medios de realización de líquidos$/bbl

0

10

20

30

40

20052004200320022001

Precios medios de realización de gas$/kscf

Precios de realización de gasPrecios medios de gas en Argentina

0,5

0,8

1,1

1,4

1,7

20052004200320022001

Introducción El objetivo de Repsol YPF en susactividades de exploración y producciónde petróleo y gas natural, es elcrecimiento rentable y diversificado. Lasbases de esta estrategia son: elcrecimiento en producción y reservas, ladiversificación geográfica de la actividad,la excelencia operativa manteniéndosecomo un operador de bajo coste y larentabilidad con un incremento de losmárgenes unitarios medios.

La estrategia de crecimiento para el medioy largo plazo en el área de exploración yproducción está basada en elfortalecimiento y consolidación de lafavorable actual posición en el negocio degas natural licuado, aprovechando lasoportunidades rentables que puedanpresentarse (Trinidad y Tobago, GolfoPérsico, Norte de África, Perú, etc.), en eldesarrollo de nuevos proyectos en elCaribe y Golfo de México (Venezuela,Cuba, México y Golfo de México USA), yen nuevas “core areas” (Oriente Medio,Rusia, Caspio, Oeste de África, etc.). Todoesto optimizando la actual posición defortaleza en nuestras áreas tradicionalesen el Norte de África y América Latina.

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFtenía intereses en activos de exploración yproducción de petróleo y gas en 24 países,directamente o a través de sus subsidiarias,siendo operador en 20 de ellos.

La producción media correspondiente alejercicio 2005 fue de 1.139.400 bepd, un2,3% inferior a la producción del ejercicio2004. El efecto perjudicial de los altosprecios del crudo en la producción de loscontratos PSC fue de 3.600 bepd, el delas huelgas sindicales en Argentina de5.700 bepd y las pérdidas de producciónen Trinidad y Tobago por paradasprogramadas y problemas operativos enel tercer trimestre, de 2.900 bepd.

La producción de líquidos en el 2005alcanzó 531.100 bbld disminuyendo un6,4% respecto al año 2004. Estadisminución se ha localizadoprincipalmente en Argentina, Trinidad yTobago, Dubai, España, Venezuela yArgelia (por el efecto de los contratosPSC). Los incrementos de producción delíquidos se localizaron en Libia, Bolivia yEcuador.

El incremento en la producción de gasrespecto del ejercicio 2004 ha sido del1,6% alcanzando 3.415 Mscfd(equivalentes a 608.300 bepd). Esteincremento se ha producidofundamentalmente en Bolivia, Trinidad yTobago y Venezuela, parcialmentecompensado por la disminución deproducción en Argentina y en Argelia porel efecto de los contratos PSC.


Estadísticas

2001 2002 2003 2004 2005

Ingresos Operativos (millones de euros) 7.305 5.580 6.419 8.302 9.203

Inversiones (millones de euros) 1.951 1.081 2.168 1.185 1.948

Producción de crudo (miles de barriles día) 645 584 594 567 531Producción de gas natural (FASB 69) (Mscfd) 2.075 2.338 3.021 3.360 3.415

Producción de crudo equivalente (kbepd) 1.015 1.000 1.132 1.166 1.139Tasa de Reemplazo de reservas probadas, excluido ventas y compras 0,8 0,7 0,3 (0,2) (2,9)

Precios de realización de líquidos ($/bbl) 20,98 20,69 25,52 30,85 37,14Precios de realización de gas ($/kscf) 1,46 0,79 1,07 1,29 1,60Precios medios de gas en Argentina ($/kscf) 1,46 0,69 0,85 1,07 1,34Lifting cost ($/bbl) 2,57 1,48 1,72 1,93 2,44Finding cost ($/bbl) 1,13 1,34 1,46 3,39 12,88Compras (ventas) de reservas netas (Mbep) 733 (234) 482 3 25

Amortizaciones de Exploración (millones de euros) 216 242 165 291 264

FASB Financial Accounting Standards Board

Cotización de crudos$/bbl

BrentWTI

20

30

40

50

60

20052004200320022001

En el ejercicio 2005 el resultado de lasoperaciones alcanzó los 3.246 millonesde euros. El resultado de las operacionesajustado se situó en 3.709 millones deeuros, con un incremento del 26,1%respecto de 2004.

El crecimiento del resultado de lasoperaciones se debió al aumento de losprecios de los crudos de referencia, frenteal mismo periodo del año anterior, asícomo al incremento de los precios derealización del gas en Trinidad y Tobago yen Argentina, y a las mayores ventas degas en Bolivia, Trinidad y Tobago yVenezuela. En sentido negativo afectaronla apertura de los diferenciales de loscrudos pesados, así como las mayoresretenciones a las exportaciones de crudoy gas durante todo el año, por el efectoque éstas tienen en los precios a los quese realizan las ventas en Argentina, tantointernamente dentro del grupo como aotros operadores. El pago total deretenciones fue de 102 millones de euros,de los que 72 millones corresponden a lasexportaciones de crudo y 30 millones alas exportaciones de gas natural.

Estos factores hicieron que la cesta delíquidos producidos se vendiese a unprecio medio de 37,14 $/bbl frente a los30,85 $/bbl del ejercicio 2004. El mayordiferencial comparado con 2004,respecto de los crudos de referencia, se

debe al efecto en los precios de lasmayores retenciones durante todo el añoen Argentina y al aumento de losdiferenciales de los crudos pesados.

En cuanto al gas, su precio medio se situóen 1,60 dólares por mil pies cúbicos, un24% superior al del ejercicio anterior. Esteincremento se debió fundamentalmente alos mayores precios promedio de ventaen Argentina y Trinidad y Tobago. Elprecio promedio del gas en Argentina fue1,34 dólares por mil pies cúbicos, un24,3% superior frente a los 1,07 dólarespor mil pies cúbicos del año anterior.

Los ratios de costes de la compañía sesitúan entre los más eficientes del sector,con un coste de extracción (lifting cost)que fue de 2,44 $/bep en 2005.Respecto a 2004, esto significa unincremento del 26%. En este incrementorepercutieron entre otros factores larenegociación de contratos y la madurezde los campos en Argentina comoprincipal efecto, y el incremento de costeoperativo en Trinidad & Tobago debido almayor desarrollo de los campos, con elconsecuente incremento de pozosproductores e instalaciones deproducción.


Reservasde petróleo y gasEn enero de 2006 las reservas probadas serevisaron a la baja en 1.254 millones debarriles equivalentes de petróleo lo que hasupuesto un ajuste negativo de un 25%,en términos comparativos con lasinventariadas a 31 de diciembre de 2004.Las revisiones han afectado en un 71% algas, y, geográficamente, se concentraronprincipalmente en Bolivia (52%), Argentina(41%) y Venezuela (5%); el 2% restantecorresponde a ajustes menores en el restode los países en donde la compañía estápresente. Los principales yacimientosafectados por revisiones negativas han sidoen Bolivia los campos: Sábalo, San Alberto,Yapacaní y Río Grande; y en Argentina loscampos: Loma La Lata, Chihuido de laSierra Negra, Ramos, Aguada Toledo-SierraBarrosa, Puesto Hernández, el complejo delPortón y algunos yacimientos en la cuencadel Golfo de San Jorge.

Las causas que motivaron la mencionadarevisión fueron, por un lado, los cambioslegislativos producidos en algunos paísesen donde la compañía está presente yque afectan a las decisiones de inversióny, por otro lado, al comportamiento deciertos campos derivado de un mejorconocimiento de los mismos.

Reservas

Nortede Africa Total Resto de Resto y Oriente Latino- Latino- Lejano del

Total España Medio América Argentina América Oriente Mundo

Reservas probadas desarrolladas de petróleo crudo, condensado y GLP (kbbl):A 31 de diciembre de 2001 2.294.988 6.962 203.964 1.886.174 1.487.696 378.478 217.848 40A 31 de diciembre de 2002 2.018.696 4.242 188.733 1.819.766 1.399.601 420.165 5.918 37A 31 de diciembre de 2003 1.881.731 4.974 177.371 1.693.982 1.274.343 419.638 5.371 34A 31 de diciembre de 2004 1.683.190 3.749 151.446 1.521.667 1.115.249 406.418 — 6.328A 31 de diciembre de 2005 1.166.660 3.223 117.166 1.039.949 774.282 265.666 — 6.323

Reservas probadas desarrolladas de gas natural (Mscf):A 31 de diciembre de 2001 18.592.563 — 452.060 17.598.269 10.122.647 7.475.622 536.816 5.418A 31 de diciembre de 2002 18.205.779 — 323.095 17.827.712 9.431.883 8.395.829 50.088 4.884A 31 de diciembre de 2003 19.941.659 — 310.584 19.581.814 8.226.655 11.355.159 44.875 4.386A 31 de diciembre de 2004 18.207.113 — 240.036 17.958.845 7.011.469 10.947.375 — 8.232A 31 de diciembre de 2005 12.136.643 974 153.669 11.974.197 4.771.697 7.202.500 — 7.802

Reservas probadas estimadas desarrolladas de petróleo crudo, condensado, GLP y gas natural (kbep):A 31 de diciembre de 2001 5.606.220 6.962 284.474 5.000.327 3.290.483 1.709.844 313.452 1.005A 31 de diciembre de 2002 5.261.043 4.242 246.275 4.994.781 3.079.366 1.915.415 14.838 907A 31 de diciembre de 2003 5.433.228 4.974 232.684 5.181.393 2.739.464 2.441.928 13.363 815A 31 de diciembre de 2004 4.925.774 3.749 194.195 4.720.036 2.363.952 2.356.084 — 7.794A 31 de diciembre de 2005 3.328.128 3.397 144.533 3.172.486 1.624.095 1.548.391 — 7.712


En particular, en Bolivia, ha sido debida ala Ley de Hidrocarburos, aprobada enmayo de 2005 que altera sustancialmenteel régimen fiscal aplicable y el entornocomercial y operativo de la industria delpetróleo y gas. Estos cambios han tenidoun impacto significativo en la rentabilidadesperada de las nuevas inversiones,convirtiendo muchos campos marginalesen no rentables, reduciendo larentabilidad esperada de la producciónexistente e introduciendo incertidumbrescomerciales que podrían afectar a lacapacidad de cumplir, en el futuro,acuerdos de suministro existentes. Estoscambios, unidos a un mayorconocimiento de algunos campos, haaconsejado revisar las reservas probadas ala baja.

En Venezuela, las conversaciones, queestaban en curso al cierre del año 2005 yque finalizaron con la firma del acuerdocon fecha efectiva 1 de abril de 2006,con la empresa estatal PDVSA, paratransformar los Convenios Operativos enEmpresas Mixtas con participaciónestatal, recomendaron realizar tambiénuna revisión a la baja en las reservas pormotivos de prudencia.

Otras razones que motivaron los ajustesrealizados en las reservas fueron elcomportamiento de ciertos campos y elmejor conocimiento de algunosyacimientos. A estos factores, se debesumar otro adicional referido a lasconcesiones en Argentina; en este sentidose ha eliminado de las reservas probadasla producción prevista durante lasextensiones de las vigentes concesiones,al no estar garantizado que la compañíaadjudicataria fuera Repsol YPF.

Los descubrimientos y extensiones juntocon las mejoras en la recuperación hansupuesto un aumento de 47 millones debep y las compras y ventas de reservashan tenido un impacto de 25 millones debep. Como resultado de las revisiones, lasadiciones y la producción del año, lasreservas se han situado en 3.328 millonesde bep al cierre de 2005.

ProducciónLa siguiente tabla muestra la producciónmedia diaria de Repsol YPF en los cincoúltimos años de petróleo y gas.

Las producciones medias de petróleo ygas natural en 2005 se elevaron a 531kbbld y 3.415 Mscfd frente a los 567kbbld y 3.360 Mscfd en 2004. Laproducción total neta de Repsol YPF en elaño 2005 fue de 415,9 Mbep de petróleoy gas natural frente a los 426,7 Mbep depetróleo y gas natural del año 2004. El46,6% de la producción en bepcorrespondió a petróleo (incluyendocondensados y líquidos separados del gasnatural), mientras que el gas supuso el53,4%.

El ratio entre las reservas probadas decrudo y gas a 31 de diciembre de 2005 yla producción anual de 2005 es de 8,0años.

Producción

2001 2002 2003 2004 2005

Producción neta diaria de petróleo (kbbld)(incluyendo condensado y líquidos de gas natural)

España 5 5 4 4 2Norte de África y Oriente Medio 68 61 60 55 56Latinoamérica: 516 518 530 508 473

Argentina 444 438 432 399 368Resto Latinoamérica 72 80 98 109 105

Resto del Mundo 56 0,1 — — —Total 645 584 594 567 531

Producción neta diaria de gas natural (Mscfd)España 8 13 — — 6Latinoamérica: 1.873 2.209 2.916 3.288 3.351

Argentina 1.544 1.561 1.842 1.996 1.897Resto Latinoamérica 329 648 1.074 1.292 1.454

Resto del Mundo 194 114 105 72 57Total 2.075 2.336 3.021 3.360 3.415

Producción total neta diaria de petróleo y gas natural (kbepd)

Total 1.015 1.000 1.132 1.166 1.139


Producción neta diaria de petróleokbbld

Norte de África y Oriente MedioArgentinaResto Latinoamérica

España Resto del Mundo

0

200

400

600

800

20052004200320022001

Producción neta diaria de gasMscfd

EspañaArgentinaResto de LatinoaméricaResto del Mundo

0

1.500

3.000

4.500

20052004200320022001

Producción totalkbepd

0

200

400

600

800

1.000

1.200

20052004200320022001

OperacionesEl crecimiento en el negocio de E&P sebasa en la solidez de los activos actuales,en los importantes proyectos dedesarrollo en curso destacando losProyectos Integrados de GNL y en unatractivo portafolio de futuros nuevosproyectos a medio y largo plazo, muchosde ellos fuera de Argentina y en nuevasáreas de creciente interés para lacompañía (África Occidental, OrienteMedio, Rusia...). Esto permitirá elcrecimiento de la producción en el cortoy medio plazo. Las siguientes tablasindican el volumen de actividad realizadopor Repsol YPF en el periodo 2001-2005.

A 31 de diciembre de 2005 la compañíatenía derechos mineros sobre un total de355 bloques con una superficie neta de339.970 km2. De éstos, 200 bloques sonexploratorios con una superficie neta de295.266 km2 (16 bloques en Argentina,con una superficie neta de unos 25.103km2) y 155 de explotación con unasuperficie neta de 44.704 km2 (88 enArgentina, con una superficie neta de25.019 km2). Repsol YPF opera en 234de estos bloques, con una superficie netade 283.943 km2, lo que supone el 66%del total de bloques.

Durante el año 2005, Repsol YPF terminóun total de 38 sondeos exploratorios, 16de los cuales resultaron positivos. EnArgentina se terminaron 15 sondeosexploratorios, 7 de ellos positivos y unose encuentra en evaluación. En el restodel mundo se terminaron 23 sondeos deexploración, 9 de los cuales fueronpositivos.

A final del año 2005, 13 sondeosexploratorios se encontraban en curso deperforación. Respecto al coste dedescubrimiento (“finding cost”), se situócomo media para el periodo 2001-2005en 2,30 $/bep. Los costes totales dereemplazo se situaron en 11,27$/bep enel mismo periodo.

Estadísticas

2001 2002 2003 2004 2005

Exploración, desarrollo y adquisiciones (costes incurridos, millones de euros)

Exploración 309 193 266 309 410Desarrollo 1.384 961 892 853 1.069Adquisiciones 166 1 1.327 21 469Total 1.859 1.155 2.485 1.183 1.948

Dominio minero exploratorio (km2) 166.959 156.926 246.962 322.030 295.266Sondeos exploratorios terminados (número) (1) 82 43 39 50 38Sondeos exploratorios positivos (número) 29 14 9 15 16

(1) En 2002 incluye un pozo en evaluación, en 2003 tres, en 2004 tres y dos en 2005.

Se indican en los siguientes párrafos lasactividades más destacables llevadas acabo por Repsol YPF en los diferentespaíses del mundo donde ha tenidointereses en el año 2005.


Argentina

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Argentina derechos minerossobre 104 bloques, con una superficieneta de 50.122 km2: 16 bloques deexploración, con una superficie neta totalde 25.103 km2, y 88 bloques deexplotación con un área total neta de25.019 km2, situados en las cuencasNeuquina, San Jorge, Austral, Cuyana yNoroeste.

La producción neta del año fue de 134,3Mbbl de líquidos, incluyendo condensadosy líquidos separados del gas natural y692,3 bcf de gas natural, con unaproducción anual neta total equivalente de257,6 Mbep (705.796 bbld).

Las producciones netas medias diarias poráreas correspondientes al año 2005 hansido las siguientes: Neuquina (471.191bepd), Golfo de San Jorge y Austral(151.789 bepd), Cuyana (31.280 bepd) yNoroeste (51.158 bepd).

Durante el año 2005 se terminaron 15sondeos exploratorios con el resultado de7 descubrimientos, Cerro Liupuca X-2,Aguada Pichana Norte X-1, Risco Alto X-1, Cañadón Ferrarais X-1, CerroHuanul X-1, Cerro Huanul Sur X-1 yCañadón León XP-2017.

El registro de sísmica del periodo alcanzóa 34 km de 2D y 3.771 km2 de 3D.

Hitos de 2005

Repsol YPF firmó en el primer trimestredel 2004, conjuntamente con los demásproductores de gas en Argentina, unacuerdo con el Gobierno “para laimplementación del esquema denormalización de los precios del gasnatural en el punto de ingreso al sistemade transporte, dispuesto por el decreto181/2004”. Este acuerdo incluyó elestablecimiento de un sendero derecomposición de precios para lossegmentos Industrias, Generación y GNC.También se estableció la obligación porparte de los productores de garantizar elsuministro de los máximos diarios aDistribuidoras y Centrales Térmicas queutilicen transporte firme tanto actualescomo su crecimiento desde 2004 hasta2006. Los incrementos escalonados deprecios fueron aprobados por el Gobiernoargentino en las fechas previstas de mayoy octubre 2004 y mayo y julio 2005.

Durante 2005 se ha convalidado elsendero de recomposición de precios delgas en boca de pozo para los segmentosdel mercado interno, a excepción delresidencial, según lo convenido en elAcuerdo firmado por los Productores y elGobierno a principios de 2004. Faltaestipular la senda de crecimiento de losprecios que regirían a partir de 2007 parael segmento residencial.

A finales del año 2004, Repsol YPFanunció la decisión de invertir 100millones de dólares en la ampliación delGasoducto del Norte, que aportaría 1,8millones de metros cúbicos diariosadicionales de gas natural al sistematroncal argentino, quedó inauguradaoficialmente en agosto de 2005, yfinalizada en su totalidad al concluir elaño.

Por otra parte también se ha ampliado lacapacidad de transporte del gasoductoSan Martín en 2,9 Mm3/d que provee elgas desde las cuencas del sur argentino.Dicha ampliación contribuirá a darrespuesta a las necesidades de consumode la República Argentina.

El mercado electrónico de gas (“MEG”)ha entrado en funcionamiento en el año2005. El impacto de su utilización radicaprincipalmente en la transparencia quetendrían los precios reales del mercado degas natural y por ende posibilitaríaagilizar el pase a tarifa (“pass-through”)de los mismos. La operatoria dentro delMEG todavía no tiene relevancia dadoque se estima que los contratosnegociados en las rondas del año 2005no superaron el 0,5% del totalcomercializado en el país.

La Secretaría de Energía ha dictado laResolución N°752, que completa lanormativa que comenzó con los decretos180 y 181 / 2004, relacionados con ladesagregación de los clientes de lasdistribuidoras que deberán adquirir el gasdirectamente a los productores o vía elMercado Electrónico del Gas (MEG).

Este proceso es comúnmente conocidocomo “unbundling” e impone la compradirecta a terceros proveedores (diferentesde las licenciatarias del servicio dedistribución de gas), y deberá estartotalmente conformado durante el año2006.

En Rincón de los Sauces, en la cuencaNeuquina, se continuó con los trabajospara mitigar el declino natural observadodesde mediados de 1999. Los trabajosllevados a cabo en 2005 han incluido lareparación de 88 pozos inyectores, laintervención de 159 pozos inyectores concoiled tubing y el desarrollo de los nivelesinferiores del miembro Troncoso inferioren la zona de Cortaderas (Lomita).

Se realizaron estudios en la zona deCortaderas con simulación numérica.(Potencial máximo de 29 pozos entreinyectores y productores).

Se implementaron proyectos pilotos deEOR (Recuperación Mejorada dePetróleo) con el fin de mejorar el barridocon agua e incrementar el factor derecuperación final. Estos proyectosconsistieron en la inyección de geles paradisminuir la permeabilidad efectiva de laszonas ya barridas por el agua y aumentarla eficiencia del barrido.


CuencaNoroeste51.518 bepd

CuencaCuyana31.265 bepd

CuencaNeuquina471.224 bepd

CuencasGolfo San Jorgey Austral151.789 bepd

CuencasCosta Afuera

España

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en España derechos mineros sobre36 bloques: 24 bloques de exploración,con una superficie neta total de unos11.193 km2, y 12 bloques de explotacióncon un área total neta de 1.041 km2.

Repsol YPF ha producido, a través de susinstalaciones de Casablanca (MarMediterráneo), Poseidón (Bahía de Cádiz)y Gaviota (Mar Cantábrico) 1,3 Mbep(en torno a 3.448 bepd). Las reservasprobadas netas de petróleo a fin de añose estimaban en 3,4 Mbep.

Repsol YPF continuó negociando en2005 con las autoridades españolas lascondiciones de operación y ejecución delproyecto para duplicar la capacidadactual de almacenamiento subterráneode gas natural de Gaviota (“offshore” delmar Cantábrico). Repsol YPF tiene unaparticipación del 82% en este campo y lanorteamericana Murphy el 18% restante.El proyecto permitirá duplicar lacapacidad actual de almacenamiento.

Como consecuencia de la sentencia delTribunal Supremo relativa a un defecto deforma en la concesión de los permisosCanarias 1-9, se encuentran suspendidostemporalmente los trabajos a acometerentre los años tercero y sexto, en los queestaba previsto la perforación de dossondeos exploratorios. El Ministerio deIndustria ha elaborado un nuevoproyecto de Real Decreto para corregirdicho defecto formal, que está pendientede aprobación en el Consejo de Ministrosdesde febrero. A partir de la aprobaciónse podría comenzar la perforación en unplazo aproximado de un año, periodonecesario para la tramitación de lospermisos medioambientales.

En el año se registraron 1.843 km2 desísmica 3D en los bloques Ballena, Lubinay Siroco. Se terminó un sondeoexploratorio con resultado negativo(Murcia B-1).

Hitos de 2005

En junio se presentó la documentación derenuncia de los bloques Calypso-Circe enel Golfo de Cádiz. La renuncia se aprobóen febrero de 2006 por parte de laSubdirección General de Hidrocarburos.

Repsol YPF acordó con Gas Natural ladilución de un 40% de la participacióndel 100% de Repsol YPF en los bloquesMurcia A y B, Sierra Sagra y Siroco A, B yC. Así, la nueva estructura de socios seríaen ambos: Repsol YPF 60% y GasNatural 40%. Una vez firmados losacuerdos de compraventa con fechaefectiva 1/10/05, se ha presentado alMinisterio de Industria y a la Consejeríade Industria del Gobierno murciano lassolicitudes para la aprobación de dichoscontratos de cesión.

Adicionalmente, se ha presentado alMinisterio de Industria la solicitud derenuncia del permiso Sierra Sagra.


Canarias 1 a 9

Poseidón Norte

Poseidón Sur

Marismas Norte

Marismas Sur

Bloque de Exploración

Ballena 1 a 5Albatros

Gaviota I

Gaviota II

Serrablo

Casablanca

Rodaballo

Angula

Lubina 1 y 2

Montanazo D

Boquerón

Tortuga

Murcia A

Murcia B

Bloque de Desarrollo

Siroco A, B y C

Argelia

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Argelia derechos mineros sobre17 bloques: 6 bloques de exploración,con una superficie neta total de 19.771km2, y 11 bloques de desarrollo con unasuperficie neta de 3.108 km2. Laproducción neta del año fue de 2,2 Mbblde líquidos y 20,7 bscf de gas natural,con una producción neta totalequivalente de 5,9 Mbep (16.143 bepd),procedente del Bloque TFT (co-operadocon Sonatrach y Total) y, en menormedida, del Bloque Issaouane, operadopor Repsol YPF. Las reservas probadasnetas de líquidos y gas natural a fin deaño se estimaban en 40,7 Mbep.

En septiembre de 2005, se terminó el pozoReggane 5 con resultado positivo en elbloque 351c - 352c (Cuenca de Reganne)y obtuvo flujo de gas seco en tres nivelesdel Devónico inferior, uno de ellos con 1,3Mm3d (45,9 Mscfd), resultado excepcionalen el área.

Durante el año 2005 Repsol YPF registróen el país 566 km de sísmica 2D y 1.122km2 de sísmica 3D, fundamentalmente enel bloque M' Sari Akabli.

En el año 2004, Repsol YPF y GasNatural SDG ganaron la licitación delprimer proyecto integrado de gas naturallicuado (GNL) en Argelia que fueadjudicado a un consorcio de compañíasextranjeras. El consorcio, participado enun 60% por Repsol YPF y en un 40%por Gas Natural SDG, ha iniciado eldesarrollo del proyecto en la zona deGassi Touil Rhourde Nous-Hamra, al estede Argelia. (Ver detalle ProyectoIntegrado GNL.Gassi Touil).

Hitos de 2005

La fecha efectiva del inicio del proyectoGassi Touil fue el día 2 de mayo de 2005.Los trabajos realizados en 2005 seajustaron a lo previsto, destacando lassiguientes actividades:

� Creación de las bases de datos desubsuelo.

� Puesta en marcha de todos los estudiosde subsuelo para establecer losmodelos de los yacimientos.

� Adquisición de sísmica 3D en las áreas deNezla y Rhourde Nouss simultáneamente.La mayor campaña de sísmica a realizarseen Argelia hasta la fecha, se inició el 1 dediciembre y culminará en el 2006.

� Adjudicación de los contratos deperforación para iniciar esta actividadde forma masiva a partir de laprimavera de 2006.

� En agosto se alcanzó un acuerdo conSONATRACH respecto al Plan deDesarrollo de los campos, en el que seprevé una producción inicial de 22Mm3/d de gas para la alimentación del1er Tren de GNL. El plan acordadofavorece sinergias importantes con lasinstalaciones de SONATRACH existentesen la zona, y posibilita el inicio anticipadode la producción de gas, especialmenteen el área de Rhourde Nouss.

� Se están completando los trabajos deingeniería básica (FEED) de lasinstalaciones de tratamientocorrespondientes al Upstream delproyecto.

� En julio se terminó la IngenieríaConceptual de la Planta de GNL,iniciándose en agosto los trabajos de laingeniería básica (FEED), por parte delconsorcio KBR-JGC, que seprolongarán hasta 2006. Se prevéadjudicar el contrato de ejecución de laPlanta de GNL en la primavera de 2006con el objetivo de conseguir el primercargamento de GNL no más tarde denoviembre de 2009.

En marzo de 2006 Repsol YPF (48%), GasNatural SDG (32%) y Sonatrach (20%)firmaron un acuerdo para la constituciónde una sociedad conjunta, denominadaSociedad de Licuefacción (SDL) para laconstrucción y posterior operación de laplanta de licuación en Arzew.


Angola

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFtenía en Angola una participación del25% del bloque exploratorio CabindaCentral, con una superficie neta de 359km2. No se perforó ningún sondeoexploratorio en el año.

Arabia Saudí

Al 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en el país derechos mineros sobre1 bloque de exploración con unasuperficie neta de 15.420 km2.

En 2005 se registraron 5.223 km desísmica 2D. No se perforó ningún sondeoexploratorio en el año.


Cabinda Central

Angola


Área C

Arabia Saudí


401d

Gassi TouilGassi CherguiOeste

Reggane 351c, 352cIssaouane(BEQ, TIM, TFR)

M'Sari Akabli(332a-341a3-339a1-337a1)

Tin-Fouye Tabankort (TFT)


Argelia

Bolivia

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Bolivia derechos mineros sobre32 bloques: 7 bloques de exploración,con una superficie neta de 9.153 km2 y25 bloques de explotación con un áreaneta de 2.194 km2. La producción netadel año fue de 11,2 Mbbl de petróleo,incluyendo condensados y líquidosseparados del gas natural, y 196,7 bscfde gas natural, con una producción netatotal equivalente de 46,3 Mbep (126.769bepd), fundamentalmente de los camposoperados por Andina y del BloqueMamoré. Las reservas probadas netas depetróleo y gas natural a fin de año seestimaban en 604,2 Mbep.

Andina consolida en Repsol YPF al 100%desde la adquisición de las participacionesa Pérez Companc (intercambio de activos)y a Pluspetrol, con fecha efectiva 1 deenero de 2001. La participación de RepsolYPF en Andina sumando su participaciónmás las recibidas de Pérez Companc yPluspetrol, representa el 50% y ademástiene cuatro de los siete directores delConsejo de Administración. El 50%restante está en manos de fondos depensiones que tienen tres representantesen el Consejo. Desde el punto de vista dela operación y de la toma de decisiones,Repsol YPF controla todas lasaprobaciones. Por tanto, Repsol YPFpuede consolidar las magnitudes físicas yresultados de las operaciones al 100% atodos los efectos, debiendo deducir porminoritarios el ajuste a resultados por laparticipación de los fondos de pensiones.La producción de Andina del año 2005 haalcanzado 107,9 kbepd.

Repsol YPF inició en junio del 2004 lasexportaciones de gas natural a Argentina,para ayudar a cubrir el déficit en elabastecimiento de la demanda delnoroeste argentino. Durante el año 2005se extendió el contrato de exportación degas a Argentina hasta el 31 de diciembrede 2006 por 4,4 Mm3d y un take or paypromedio de 35%; los volúmenesexportados durante este año alcanzaronen promedio los 3,2 Mm3d.

Durante 2005, se finalizó 1 sondeoexploratorio con resultado negativo.

Hitos de 2005

El 19 de mayo del 2005 fue promulgadala Ley de Hidrocarburos Nº 3058. Entreotros temas incluye:

� La recuperación por parte del EstadoBoliviano de la propiedad de loshidrocarburos en “Boca de Pozo”, lamigración obligatoria a alguna de lasformas contractuales establecidas en laLey en el plazo de 180 días (Contratode Producción Compartida, Contratode Asociación o Contrato deOperación).

� La refundación de YPFB, participandoen toda la cadena y actuando comoagregador en las exportaciones de gasnatural.

� La formación de Sociedades AnónimasMixtas con YPFB como socio,heredando las acciones en custodia delos fondos de pensiones.

� Un nuevo régimen tributario que igualala tasa del 18% de Regalías para todoslos campos e incorpora un ImpuestoDirecto a los Hidrocarburos (IDH)aplicable a la producción de todos loscampos, cuya alícuota es del 32% (lasproducciones en ambos casos semedirán en el Punto de Fiscalización).Se mantienen el resto de los impuestosdel régimen general.

� Obligación de realizar auditoríasfinancieras, legales y operativas.

Entre los meses de mayo y junio seaprobaron varios reglamentos, siendo losmás importantes el de liquidación deregalías y participaciones, y el deliquidación del IDH.

Con respecto al arbitraje, Repsol junto aotras empresas presentó la carta de iniciode controversias bajo el tratado deprotección recíproca de inversionesfirmado entre Bolivia y el Reino deEspaña. Con esta carta se deberían iniciarnegociaciones para llegar a una soluciónde la controversia, previo al inicio dearbitraje. El plazo para el periodo denegociación expira en el mes de junio de2006.

Continúan las exportaciones de gas a laArgentina, el permiso de exportación espor un volumen total de 7,7 Mm3/d.Asimismo a principios de año se harealizado una enmienda al contratomodificando el precio del gas en frontera,extendiendo el vencimiento del contratohasta el 31 de diciembre de 2006 ymanteniendo vigente la fórmula de ajustede precios.



Tuichi

Caipipendi

Otros bloques

Surubi

Sábalo

San Alberto


Bolivia

Brasil

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Brasil derechos mineros sobre25 bloques, con una superficie neta de6.268 km2: 24 bloques de exploración,con una superficie neta total de 6.246km2 y 1 bloque de desarrollo con unasuperficie neta de 22 km2. Las reservasprobadas netas a 31 de diciembre 2005se estimaban en 40,9 Mbep.

Durante 2005 se terminaron dos sondeosexploratorios con resultado negativo.

Hitos de 2005

Previo a 2005, Repsol YPF contaba con 9bloques exploratorios en Brasil. Durante2005 se obtuvieron 16 bloques víalicitación en la Séptima Ronda y unbloque (S13) como consecuencia de unacuerdo de Farm-in con BG. La comprade sísmica del periodo alcanzó 4.756 km2

de 3D y 18.002 km de 2D.

Colombia

A 31 de diciembre de 2005 Repsol YPFposeía en Colombia derechos minerossobre 11 bloques: 10 bloques deexploración, con una superficie neta totalde 6.214 km2 y uno de explotación(Cravo Norte) con un área total neta de17 km2. La producción neta del año fuede 1,9 Mbbl (5.099 bbld) de petróleo.Las reservas probadas netas de petróleo afin de año se estimaban en 6,7 Mbbl. Alo largo del año 2005 se terminaron 3sondeos exploratorios, uno de ellos conresultado positivo.

Hitos de 2005

Durante 2005, Repsol YPF terminó trespozos exploratorios en la Cuenca LlanosOrientales, uno de ellos con resultadopositivo. El sondeo descubridor fue elRondón B, donde Repsol YPF participacon un 6,25% y OXY es la compañíaoperadora.

La administración colombiana (ANH)autorizó las modificaciones a la extensióndel contrato Cravo Norte, donde seestablece una participación creciente delEstado en función del incremento delprecio del crudo. Asimismo se aceleró enel bloque el programa de perforación,pasando de los 15 pozos previstosinicialmente para el año 2005 a 44 pozos.Según el acuerdo alcanzado, el contratose prolongará hasta que deje de sereconómicamente rentable para eloperador.

Repsol YPF obtuvo cuatro nuevos bloquesexploratorios durante el año: Arpa(12,5% Repsol YPF con un área neta de499 km2), Platanillo (35% Repsol YPF conun área neta de 50 km2), Río Túa(TEA)(6,25% Repsol YPF con un áreaneta de 190 km2), y Zeta (12,5% RepsolYPF con un área neta de 377 km2).El bloque exploratorio Alea se revirtió a lasautoridades colombianas.

Ecopetrol autorizó la propuesta para laextensión de 6 meses de los contratosCapachos y San Miguel para darcumplimiento con los trabajos de lasegunda fase de los contratos y podertomar la decisión de continuar con latercera fase del contrato. Secomprometieron 150 km2 de sísmica en elsector norte del bloque San Miguel paralograr este acuerdo. La autorización estápendiente de la aprobación definitiva porparte de la administración colombiana(ANH).

En el 2005, se registraron 301 km2 desísmica 3D en el bloque Capachos-SanMiguel.



Cosecha

Río Túa

Platanillo

Cravo NorteSan Miguel

CatleyaAlcatraz

Ligia

Capachos

ArpaZeta


Colombia


BM-S-43

BM-S-44BM-S-7

BM-S-9

BM-C-4

Albacora Leste BM-C-3

BM-ES-29 BM-ES-30

BM-C-33

BM-S-47 BM-S-50

BM-S-48 BM-S-51

BM-ES-21


Brasil

Cuba

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía derechos mineros sobre un bloquede exploración en el offshore de Cubaque abarca las seis áreas exploratorias de2004 más el área 35 concedida a RepsolYPF a principios de 2005, con unasuperficie neta de 11.279 km2 y que serigen bajo el mismo contrato.

No se perforaron pozos exploratorios enel país en el año 2005.

Hitos 2005

En Cuba se hizo efectiva la dilución de laparticipación de Repsol YPF en losbloques exploratorios (firma del acuerdode operación compartida). A partir deesta fecha la participación en los bloquesde Repsol YPF sería del 40%manteniendo la operación sobre losmismos. Los nuevos socios con un 30%cada uno son las compañías Norsk Hydroy ONGC (compañía hindú). La diluciónrecibió la autorización oficial a finales demayo de 2006.

En el mes de noviembre se inició unacampaña de adquisición de sísmica 3D,contemplándose su finalización para elaño 2006.

Dubai

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Dubai derechos mineros sobreun bloque de explotación con un áreatotal neta de 454 km2. La producciónneta del año fue de 9,1 Mbbl depetróleo (24.977 bbld) y las reservasprobadas netas a fin de año seestimaban en 36,0 Mbbl.

Durante 2005 no se perforaron sondeosexploratorios en el país.

Ecuador

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Ecuador derechos minerossobre 3 bloques de desarrollo, con unasuperficie neta de 1.225 km2. Laproducción neta del año fue de 5,6 Mbbl(15.381 bbld) de petróleo, la mayor parteprocedente del Bloque 16. Las reservasprobadas netas de petróleo a fin de añose estimaban en 27,6 Mbbl. Durante2005 no se terminó ningún sondeoexploratorio. El sondeo Záparo en elbloque 16 se comenzó a perforar en laúltima semana de diciembre de 2005 y seterminó en enero de 2006 con resultadonegativo.

En septiembre de 2003 entró en servicioel Oleoducto de Crudos Pesados (OCP),eliminando el cuello de botella que existíapara el transporte del crudo procedentedel Bloque 16, lo que permitió duplicar laproducción en el país.

La construcción del OCP se inició enfebrero de 2001 y conecta la cuencaoriental con la costa del Pacífico enEcuador. En 2005, el oleoducto continuóoperando normalmente, transportandoalrededor de 157 kbbld. La capacidadmáxima es de 450 kbbld.



Bloque N 36

BloquesN 25, N 26, N 27, N 28, N 29

Cuba

Sw Fateh


Dubai


Bloque 14

Bloque 16

Tivacuno

Ecuador

Hitos 2005

Se inició la negociación con el Gobiernopara la posible extensión del contrato delBloque 16.

En el Bloque 14, los trabajos deperforación para incrementar laproducción del bloque se retrasaronrespecto a lo inicialmente previsto,debido a que el operador Encana vendiódurante el año su participación.

En 2005 la actividad sísmica en Ecuadorse centró en el bloque 14, donde seregistraron 284 km2 de sísmica 3D y 77km de sísmica 2D.

Estados Unidos

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Estados Unidos derechosmineros sobre 72 bloques de exploración,con una superficie neta total de 999 km2.La producción neta del año fue de 0,1Mbep. Las reservas probadas netas a finde año se estimaban en 7,7 Mbep, de losque 7,0 Mbep corresponden aldescubrimiento realizado en 2003 con elsondeo Neptune 5. En 2005 no serealizaron sondeos exploratorios.

En 2005 se adquirieron 5.616 km2 desísmica 3D.

Hitos de 2005

El 30 de junio, YPF Holdings, subsidiariade Maxus Energy Corp., anunció ladecisión de iniciar el desarrollo del campoNeptune (decisión final de inversión),situado en aguas profundas del Golfo deMéxico USA. Maxus Energy Corp.participa en el proyecto con un 15%. Elinicio de la producción, que setransportará a la costa a través de las víastroncales ya existentes, está previsto parael tercer trimestre de 2007 y se estimaque alcanzará un plateau de 50.000 bbldde petróleo y 50 Mscfd (100% delcampo).

El consorcio Neptune está formado por lascompañías Maxus Energy Corp. (15%),BHP Billiton (35% y operador), MarathonOil Corp. (30%) y Woodside Energy(EE.UU.) Inc., subsidiaria de WoodsidePetroleum Ltd. (20%).

Repsol YPF participó en la Ronda delicitaciones de marzo de 2005 en el Golfode Méjico USA, ofertando por 12 bloquesy adjudicándose 9 de ellos, 3 de estos encompetencia con otras compañías.

En 2005 se llegó a un acuerdo conMitsubishi para adquirir su 17,5% departicipación en el bloque exploratorioMC589 (Prospect Kestrel-Valencia). Elworking interest de Repsol YPF en estebloque pasa a ser del 33%.



Atwater Valley

Mississippy CanyonGarden Banks

Alaminos Canyon

GreenCanyon

Estados Unidos

Guinea Ecuatorial

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Guinea Ecuatorial derechosmineros sobre 2 bloques de exploración,con una superficie neta total de 2.927km2. En 2005 se terminó un sondeoexploratorio con resultado negativo en elbloque K.

En 2005 se adquirieron 940 km desísmica 2D.

Guyana

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía derechos mineros sobre 1 bloquede exploración en el offshore de Guyana,con una superficie neta de 5.175 km2. Enmayo de 2002 comenzó el segundoperiodo exploratorio que tiene unaduración de tres años. No se perforaronpozos exploratorios en el país en el año2005.

La participación de Repsol YPF pasó en elaño del 75% al 45%, tras la cesión del30% a la compañía OccidentalPetroleum.

Hasta la fecha se han identificadoalgunos “leads”, pero la campaña para laadquisición de sísmica 3D está diferidahasta tanto se defina la situación limítrofedel bloque entre Guyana y Suriname.

Irán

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía derechos mineros sobre 3 bloquesde exploración con una superficie neta de15.430 km2.

En el año 2004 Repsol YPF, junto conShell, firmó un acuerdo de colaboracióncon la empresa estatal iraní NIOC(National Iranian Oil Company) para elproyecto de GNL integrado denominado“Persian” (ver detalle Proyecto Integradode GNL Persian LNG).

En enero de 2005 se produjo undescubrimiento en Irán en el Bloque on-shore Mehr con el sondeo Band EKarkheh-2. Actualmente las operacionesen el bloque se encuentran suspendidas apetición de la compañía nacional NIOC.Durante este tiempo se está negociando lacomercialidad del descubrimiento BEK-2.

Kazakhstan

En 2005 se acordó con KazMunayGaz laentrada de Repsol YPF con un 25% departicipación en el bloque exploratorioZhambay. El acuerdo está pendiente deaprobación y publicación oficial, por loque el bloque no se incluye en elDominio Minero a 31 de diciembre de2005.


Mehr (terrestre)

Mehr (marino)

Forooz


Irán

Bloque C

Bloque K


Guinea Ecuatorial

Georgetown


Guyana

Liberia

En el mes de enero de 2005 Repsol YPFobtuvo en Liberia los derechos deexploración y desarrollo del bloque 16,situado en aguas territoriales del país,dentro del primer concurso internacionalconvocado por el Gobierno de Liberia.Repsol YPF ya había obtenido en elverano de 2004 por negociación directalos derechos del Bloque 17, adyacente al16 y fronterizo con los anteriormentefirmados en las aguas territoriales deSierra Leona, bloques 6 y 7.

La concesión de los dos bloques estápendiente de publicación oficial por lasautoridades de Liberia, por lo que noestaban incluidos en el Dominio MineroOficial de la Compañía a 31 de diciembrede 2005.

Libia

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Libia derechos mineros sobre16 bloques. De éstos, 15 bloques son deexploración (incluyendo el bloque NC186con campos en producción pero queoficialmente figura como bloqueexploratorio hasta 2008) con unasuperficie neta de 65.517 km2 y uno deexplotación con un área total neta de874 km2. La producción neta del año fuede 9,2 Mbbl de petróleo (25.112 bbld),procedente de los bloques NC115(Campo El- Sharara) y NC186 en lacuenca de Murzuq.

La producción total operada por RepsolYPF en Libia ascendió en 2005 a 240.515bbld de petróleo. Las reservas probadasnetas de petróleo a fin de año seestimaban en 67,8 Mbbl.

En 2005 se terminaron 10 sondeosexploratorios en el país: 4 resultaronpositivos y 1 se encontraba en evaluacióna final de año. En 2005 se continuó conuna intensa actividad sísmica y seregistraron, 8.414 km de sísmica 2D y3.783 km2 de sísmica 3D.

Hitos de 2005

En el último trimestre de 2005 seprodujeron en Libia tres nuevosdescubrimientos en el bloque NC 186con los sondeos I1, J1 y K1 a 800 km alsur de Trípoli, en el desierto del Sahara. Elpozo I1 (finalizado a principios deoctubre) tuvo una producción en pruebasde 2.097 bbld de un crudo de grancalidad, el J1 (finalizado en octubre) de4.617 bbld y el K1 (finalizado ennoviembre) de 2.300 bbld.

Con los sondeos I1, J1 y K1 se hancompletado cinco pozos de la segundafase exploratoria, que comenzó en mayode 2003, del bloque NC186. En estebloque Repsol YPF ha realizado 11sondeos exploratorios desde el año 2000,de los que 8 han sido descubrimientos decrudo.

Los socios del bloque son la National OilCompany (NOC) y Repsol YPF (32% departicipación), operador y representantede un consorcio de compañías europeas:OMV (Austria), Total (Francia) y NorskHydro (Noruega).

En el bloque NC115 se realizó otrodescubrimiento de crudo con el pozo P1NC115, que tuvo una producciónmáxima en pruebas de 2.030 bbld.

En diciembre se inició un proyectoconjunto REMSA/ROO para ladelineación de la estructura compartidaentre los bloques NC186 y NC 115. Elprimer sondeo de delineación I2 NC186está en pruebas y aumenta de formasignificativa las reservas inicialesestimadas de la estructura I-NC186.

Se alcanzó en 2005 una producción totalacumulada en la concesión NC115 de500 Mbbl y una producción diaria brutade 250.000 bbl entre los bloques NC115y NC186.

Se ha modificado el criterio de lacontabilización de los impuestos pagadosen Libia a partir del año 2005, lo queaumenta el resultado de las operaciones yel impuesto sobre beneficios en la mismacuantía. El efecto en el resultado neto dela compañía es nulo debido a lacompensación de ambas partidas.

Este criterio se viene aplicando para lacontabilización de los impuestos enArgelia y Dubai.



NC 201

NC 205

NC 210

NC 209

NC 207

NC 203

NC 204

NC 187

NC 208NC 190

NC 186NC 206

NC 202

NC 199

NC 200 NC 115


Libia

Marruecos

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Marruecos derechos minerossobre 8 bloques de exploración, con unasuperficie neta total de 7.300 km2. En2004 Repsol YPF adquirió unaparticipación del 20% a Shell en losbloques exploratorios off-shore Rimella Aa E. Estos cinco bloques tienen unasuperficie 100% de 9.026 km2 en aguasatlánticas de Marruecos, conprofundidades que van desde los 500metros en el segmento más costero,hasta los 2.200 metros del sector másoriental. Shell es el operador y mantieneel 45% de los bloques. Los otros sociosson ONAREP (empresa nacional, 25%) yWintershall (10%).

No se perforó ningún sondeoexploratorio en el año.

Mauritania

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Mauritania derechos minerossobre 2 bloques de exploración, con unasuperficie neta total de 64.913 km2.

En verano de 2005 Repsol YPF obtuvo delas autoridades de Mauritania el 100%de los bloques exploratorios TA-9 y TA-10 en la cuenca de Taoudenni.


México

Al 31 de diciembre de 2005 Repsol YPFtenía derechos mineros sobre un bloquede desarrollo (Reynosa-Monterrey) conuna superficie de 3.538 km2.

Repsol YPF se hizo cargo en 2004 de laoperación del Contrato de ServiciosMúltiples para el desarrollo y explotacióndel bloque Reynosa-Monterrey en lacuenca de Burgos, al norte del país. Esteárea tenía 16 campos de gas yadescubiertos y en explotación y elobjetivo está siendo incrementarsustancialmente su producción medianteinversiones adicionales de desarrollo. Estecontrato fue adjudicado en 2003 en laprimera licitación internacionalconvocada por la empresa nacionalmexicana (PEMEX) para participar enactividades de desarrollo y producción decampos de gas en el país. Con estecontrato, Repsol YPF se convirtió en laprimera compañía internacional enparticipar en las actividades de desarrolloy explotación de hidrocarburos enMéxico.

Tanger-Larache 1, 2, 3

RimellaA, B, C, D, E


Marruecos

TA-9

TA-10


Mauritania

Reynosa Monterrey


México

Perú

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Perú derechos mineros sobre 5bloques: 3 bloques de exploración, conuna superficie neta de 14.089 km2 y 2bloques de desarrollo con un área netade 202 km2.

La producción neta de hidrocarburos enPerú fue de 0,08 Mbep (una media de223 bepd), procedente del bloque 88. Laproducción neta de crudo fue 0,06Mbep, incluyendo condensados ylíquidos y 0,13 bscf de gas natural. Lasreservas probadas netas de crudo y gas a31 de diciembre de 2005 se estimaban en20,2 Mbep.

En junio se terminó con éxito el sondeoexploratorio Buena Vista 39 1-X en elbloque 39 donde Repsol YPF participacon un 55% y es el operador. El bloquese sitúa en la cuenca de Marañón y tieneuna extensión total de 8.868 km2. Losresultados del pozo Buena Vista 39 1-X yel potencial exploratorio remanenteidentificado aconsejan seguir laevaluación del Lote 39 comprometiendonuevos pozos exploratorios y laadquisición de sísmica adicional. Pararealizar estos trabajos se ha solicitado aPerúpetro el paso al cuarto periodoexploratorio y la extensión del Contratode Licencia por tres años y medio más,hasta septiembre de 2009. Los términoscontractuales de la extensión estánpendientes de obtener la aprobación delGobierno de Perú después que elDirectorio de Perúpetro dió su aprobaciónen el primer trimestre de 2006.

Hitos de 2005

En agosto de 2005 se firmó el acuerdodefinitivo entre Repsol YPF y la petroleranorteamericana Hunt Oil para la entradade Repsol YPF en el proyecto Perú LNG,a través del cual se obtuvo el 10% departicipación en los bloques de desarrollo88 y 56 (Yacimiento Camisea). Estaparticipación en los bloques 88 y 56 fueaprobada por el Gobierno peruano el 13de diciembre de 2005 y el 16 dediciembre tuvo lugar la firma de loscontratos correspondientes por parte deRepsol YPF y los socios del consorcio. Eldetalle del resto del proyecto seencuentra en la sección “Proyecto PerúLNG”.

En mayo de 2005 se acordó laadquisición del 30% del bloque 103 aOXY. Se obtuvo la ratificación oficial porparte de las autoridades del país en elprimer trimestre del 2006. El bloque seencuentra en su primera fase exploratoriay se localiza en la Faja Plegada de laCuenca del Marañón.

En septiembre 2005 se concluyó lanegociación con Perúpetro de un nuevoContrato de Licencia (Lote 109) conparticipación 100% de Repsol YPF.Aprobado por el Decreto Supremo 051-2005-EM publicado el 2 de diciembre2005 y firmado oficialmente el 16 dediciembre 2005.


Bloque 39

Bloque 90

Bloque 56

Bloque 88

Bloque 57


Perú


SL-7SL-6


Sierra Leona

Sierra Leona

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en el país derechos mineros sobre2 bloques de exploración, con unasuperficie neta total de 5.249 km2.Durante el año 2004 se diluyó un 50%de participación en ambos bloques. No seperforó ningún pozo exploratorio durante2005.

Rusia

En Rusia, Repsol YPF alcanzó en febrerode 2006 un acuerdo estratégico con lacompañía West Siberian Resources(WSR), por el que se adquirió un 10% deesta compañía. El acuerdo contempla unaalianza industrial para desarrollarconjuntamente proyectos de exploracióny producción de hidrocarburos en Rusia,donde West Siberian posee unaimportante cartera de activos.

Esta operación refuerza el negocio deexploración y producción de Repsol YPFy se enmarca dentro de su estrategia dediversificación geográfica. La alianza conWSR permite la entrada en el sector dehidrocarburos en Rusia y constituye unanotable oportunidad para estar presentesen esta región, donde se aprovecharántodas aquellas oportunidades rentablesque puedan presentarse.

Suriname

Al 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en el país derechos mineros sobreun bloque de exploración con unasuperficie neta de 7.440 km2.

En 2005 se registraron 1.933 km2 desísmica 3D.

Hitos 2005

En 2005 se acordó la dilución de laparticipación de Repsol YPF en el bloqueexploratorio (firma del JOA). Laaprobación por parte del Gobiernonacional se obtuvo en segundo trimestredel 2006. La participación de Repsol YPFes del 40% manteniendo la operaciónsobre el mismo. Los nuevos socios son lascompañías Nobel y Oxy, con un 30%cada una.

En el mes de noviembre se inició lacampaña de sísmica 2D, contemplándosesu finalización para el año 2006.

Trinidad y Tobago

Al 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Trinidad y Tobago derechosmineros sobre 3 bloques offshore deexplotación, que incluye el 30% de losactivos de exploración y producciónoffshore de la compañía bpTT en el país, através de la participación en la compañíaBPRY, con una superficie neta total de1.110 km2. La producción neta del añofue de 4,4 Mbbl de líquidos y 210,9 bscfde gas natural, con una producción netatotal equivalente de 42,0 Mbep (115.051bepd). Las reservas probadas netas depetróleo y gas natural a fin de año seestimaban en 674,1 Mbep.

A lo largo de 2005 se terminó un sondeoexploratorio con resultado positivo.

Trinidad y Tobago tiene una granrelevancia dentro de la estrategia de lacompañía de crecimiento rentable en laactividad de GNL basado en cadenasintegradas. Repsol YPF participa en laplanta de licuado de gas natural deAtlantic LNG, con una participación del20% en el Tren 1, del 25% en los trenes2 y 3 y del 22,22% en el Tren 4.

Hitos de 2005

En Trinidad y Tobago se realizó undescubrimiento con el pozo exploratorioCoconut 1 donde Repsol YPF participacon el 30%.

En diciembre se puso en marcha el cuartotren de licuación en la planta de AtlanticLNG, el nuevo tren tiene una capacidadde producción de 5,2 millones detoneladas año y es uno de los mayores enel mundo.


Bloque 30


Suriname

Bloque Oeste

Bloque Este Manakin

Teak, Samaan y Poui


Trinidad y Tobago

En el mes de julio Repsol YPF adquiriótres campos de petróleo y uno de gas enTrinidad y Tobago. Los tres campos depetróleo, Teak, Samaan y Poui, producenen torno a 20.000 bepd. Está previsto eldesarrollo del campo de gas Onyx que seestima entre en producción en elsegundo semestre de 2008.

Las instalaciones de producción incluyen3 plataformas, 10 satélites de perforacióny 1 satélite de compresión. Tras el cierrede esta operación tanto Petrotrin(petrolera estatal de Trinidad y Tobago)como NGC, adquirieron un 15% departicipación cada uno en los campos,quedando Repsol YPF con la operación yun 70% de participación. El 31 deoctubre de 2005 se iniciaron lasoperaciones de Repsol YPF en TSP.

Los estudios realizados para la compradel activo indican un claro potencial paraprolongar la vida de los mismos yestablecer un horizonte de producciónmás agresivo a través de nuevos pozosde avanzada, reentrada y sidetracks.Adicionalmente existe la oportunidad dedesarrollar un campo de gas, Onyx, quecuenta con reservas probadas en unmercado de gran demanda de gas y muycompetitivo. Es importante mencionar elpotencial de la exploración, en especialconsiderando que es un área grandeubicada en una cuenca prolífica y congrandes descubrimientos. A la fecha setienen ya identificados dos prospectos.

Venezuela

A 31 de diciembre de 2005, Repsol YPFposeía en Venezuela derechos minerossobre 7 bloques: un bloque deexploración, con una superficie neta totalde 1.488 km2 y 6 de explotación, con unasuperficie neta total de unos 5.902 km2.La producción neta del año fue de 15,0Mbbl de petróleo y líquidos separados delgas natural y 123,0 bscf de gas, con untotal equivalente de 36,9 Mbep (101.092bepd), procedentes fundamentalmentede los bloques Mene Grande, Quiriquirey Quiamare-La Ceiba, todos operadospor Repsol YPF.

Repsol YPF se mantiene como la primeraempresa privada líder en producción dehidrocarburos en Venezuela y líder enproducción de gas. Las reservas probadasnetas de líquidos y gas natural a fin deaño se estimaban en 174,6 Mbep. A lolargo de 2005 no se realizó ningúnsondeo exploratorio.

Hitos de 2005

Los presidentes de Repsol YPF y PDVSA,acordaron el inicio de las negociacionespara la migración de los ConveniosOperativos a Empresas Mixtas.

A final de año, se compró el 25% departicipación de Ampolex (Exxon) en elbloque Quiamare La Ceiba y se firmó elacuerdo transitorio para la migración deeste bloque.

En 2006 se firmó en Venezuela unMemorando de Entendimiento para lamigración a Empresas Mixtas con laparticipación de PDVSA (mediante laCorporación Venezolana del Petróleo,S.A. “CVP”) de los Convenios Operativosde Quiriquire, Mene Grande, QuiamareLa Ceiba y Guárico Occidental. Elacuerdo estipula que una afiliada dePDVSA (60%) y Repsol YPF (40%)formarán una empresa mixta que se harácargo por el plazo de 20 años de laoperación de Quiriquire y Mene Grande.La explotación del gas natural noasociado en el área denominada“Quiriquire profundo” estará a cargo deuna empresa mixta Repsol YPF (60%) yCVP (40%), también por el plazo de 20años. La fecha efectiva fue el 1 de abrilde 2006.



Quiamare-La Ceiba

Quiriquire

GuaricoOccidental

Mene Grande

Barrancas

Yucal PlacerNorte

YucalPlacer Sur


Venezuela

El presidente de Repsol YPF, AntonioBrufau, firmó un acuerdo marco decarácter regional en Brasilia por el cualRepsol YPF y PDVSA constituiránsociedades mixtas de producción encuencas de alto valor petrolífero enVenezuela. Una de estas sociedadesoperará el bloque Junín 7 y/o otrosbloques en la faja petrolífera del Orinoco,ubicada en el sureste de Venezuela yconsiderada uno de los principalesreservorios de crudo pesado yextrapesado del mundo.

En enero de 2005 a raíz del éxito delpozo exploratorio Sipororo-2x realizadoen 2004, se realizó la compra del 51% departicipación en la sociedadTermoBarrancas que tiene como principalactividad la generación eléctrica yconforma un proyecto integrado juntocon el bloque Barrancas que suministra elgas natural para la generación. En marzoTermoBarrancas firmó un contrato para laventa de electricidad a PDVSA. En abril,se iniciaron las obras de la fase degeneración eléctrica temprana paragenerar in situ 80 Mw. El proyectointegrado Barrancas inició la produccióntemprana en el mes de septiembre de2005, con una producción de gas de 20Mscfd y 80 Mw de electricidad. Endiciembre 2005 finalizó la perforación delpozo exploratorio Sipororo-3x conresultados positivos.

GasComercialización

Repsol YPF es el primer productor enArgentina y sus principales clientes sondistribuidoras, generadoras eléctricas eindustrias. El gas procede de Argentina yBolivia y tiene como destino los mercadosde Argentina, Chile, Brasil y Uruguay.

Para aumentar las ventas y consolidar laposición en la región, Repsol YPFparticipa activamente en los principalesproyectos de exportación de gas natural.

Separación de líquidos

Repsol YPF participa con un 38% enMega S.A., sociedad que se dedica aseparar los líquidos del gas naturalproveniente del yacimiento de Loma LaLata. El consumo diario de la instalaciónes de 5 millones de metros cúbicosaproximadamente. Las instalaciones deMega comprenden una planta deseparación localizada en Loma La Lata, yotra de fraccionamiento de gas naturalque produce Etano, Propano, Butano yGasolina. Esta última, está localizada enla Ciudad de Bahía Blanca en la provinciade Buenos Aires, ambas plantas estánconectadas por un poliducto.

GNL

Acuerdo entre Repsol YPF y Gas Natural SDG

A mediados de 2005, Repsol YPF y GasNatural SDG constituyeron formalmenteuna sociedad conjunta para el negocio deGNL (Repsol-Gas Natural LNG, S.L.). Lanueva compañía, desde entonces, vienedesarrollando su actividad de trading,comercialización mayorista y transportede gas natural licuado.

El acuerdo entre Repsol YPF y GasNatural SDG para su participaciónconjunta, en forma de consorcio, en losfuturos proyectos integrados de gasnatural licuado (GNL), incluyendo laexploración, producción, licuefacción delas reservas de gas natural y lacomercialización y transporte del gasnatural licuado, fue firmado el 29 de abrilde 2005.

En el área de exploración, producción ylicuación (upstream), el acuerdocontempla la asociación para el desarrollode nuevos proyectos, en los que RepsolYPF será la operadora y participará con el60% y Gas Natural SDG con el 40%.

En el transporte, trading ycomercialización mayorista del GNL(midstream), se crea una sociedad mixta

(50% Repsol YPF, 50% Gas Natural SDG).Esta nueva sociedad se convierte en latercera compañía mundial por volumende GNL gestionado.

Gas Natural SDG y Repsol YPFdesarrollarán de forma coordinadaproyectos de plantas de regasificación,cuyo operador será Gas Natural SDG ycuyos derechos de regasificación estaránen la nueva sociedad conjunta.

Comercialización de GNL

En abril de 2003 Repsol YPF y GasNatural firmaron un acuerdo para elaprovisionamiento de 1,6 bcm de gasanuales, por un periodo de 20 años, delciclo combinado que el Grupo GasNatural SDG ha puesto en marcha afinales de 2005 en Cartagena.

En el ejercicio 2005, Repsol YPF continuósuministrando GNL procedente deTrinidad y Tobago a la planta deregasificación de Cove Point, en la costaoriental de EE.UU.

También continuaron las ventas a BBE através del contrato de “backfill” con GasNatural SDG, que comenzó en octubre de2003.


Proyectos Integrados de GNL

Trinidad y Tobago

Repsol YPF participa junto con BP y BG,entre otros, en la planta de licuado deAtlantic LNG que en la actualidad tieneen operación 4 trenes de licuación de gasnatural, con una capacidad total de 15millones de toneladas al año. Laparticipación de Repsol YPF es del 20%en el tren 1, del 25% en los trenes 2 y 3y del 22,22% en el cuarto tren. La plantacomenzó sus actividades de producciónen abril de 1999.

Repsol YPF adquirió, con efecto 1 deenero de 2000, un 10% de una sociedadque es titular de los activos productivosde BP en Trinidad y Tobago, bpTT. Enenero de 2003 la compañía ejerció laopción de compra de un 20% adicionalde dicha sociedad, con lo que suparticipación alcanza el 30%.

La mayor parte del gas natural para lostrenes procede de los campos marinos(“offshore”) de bpTT.

En el primer trimestre de 2000, AtlanticLNG recibió la aprobación por parte delGobierno de Trinidad y Tobago para laconstrucción de los trenes de licuación 2 y3 en los cuales Repsol YPF participa conun 25%. El tren 2 se puso en marcha en2002 y el tren 3 en 2003. La capacidadconjunta de estos dos trenes se eleva a 7millones de toneladas por año. RepsolYPF tiene contratado a largo plazo 2,7bcm por año de estos trenes. La inversiónconjunta final de aquellos 2 nuevos trenesde licuación alcanzó los 1.100 millones dedólares aproximadamente.

El 15 de diciembre de 2005 comenzó aoperar, con algunos meses de antelaciónrespecto a lo previsto, el cuarto tren delicuación en la planta de Atlantic LNG. Eltren 4, donde Repsol YPF participa con el22,22%, tiene una capacidad deproducción de 5,2 millones de toneladasaño, siendo así una de las mayoresinstalaciones de este tipo en el mundo.Este proyecto incluye la construcción deun segundo atraque y de un cuartotanque de almacenamiento de GNL. Estecuarto tren incrementa la capacidad deproducción de la planta de Atlantic LNGa un total de 15 millones de toneladas alaño y mantendrá la posición de Trinidady Tobago como uno de los principalesproveedores de gas natural licuado (GNL)a los mercados de la Cuenca Atlántica.

Una ventaja decisiva del proyecto deTrinidad y Tobago es su posicióngeográfica, que permite abastecer, encondiciones económicamente muyventajosas, mercados en Estados Unidos,Caribe y Europa. Por ello, la compañíadispone de una privilegiada situaciónpara aprovechar las oportunidades enprecio que pueda ofrecer el áreaamericana, cubriendo las necesidadesespañolas con otros orígenes, con elconsiguiente ahorro adicional entransporte.

Proyecto Gassi Touil. Argelia

En el año 2004, Repsol YPF y GasNatural SDG firmaron el primer proyectode gas natural licuado (GNL) integradoen Argelia adjudicado a un consorcio decompañías extranjeras. El consorcio,participado en un 60% por Repsol YPF yen un 40% por Gas Natural SDG, estádesarrollando un proyecto integrado deexploración, producción, licuación ycomercialización de gas natural licuadoen la zona de Gassi Touil Rhourde Nous-Hamra, al este de Argelia. El proyectotendrá una duración de 30 años, seproducirán reservas de gas yadescubiertas y se realizarán trabajos deexploración para descubrir reservas dehidrocarburos adicionales y llevar a cabosu posterior desarrollo y producción.

También incluye la construcción de unaplanta de licuación de gas natural enArzew, para comercializar el gasprocedente de la zona de producciónadjudicada. La planta de licuación tendráuna capacidad de 5,2 bcma de GNL, y sepodrá ampliar en un futuro con unsegundo tren para optimizar el proyecto.

El 2 de mayo de 2005 se inició de maneraefectiva el proyecto. En marzo de 2006Repsol YPF (48%), Gas Natural (32%) ySonatrach (20%) constituyeron laSociedad de Licuefacción (SDL) para laconstrucción y operación de la planta delicuado en Arzew, que se espera entre enfuncionamiento en el año 2009.

Este proyecto otorga a Repsol YPF unaimportante posición en Argelia que,sumada a la que ya posee en Libia, lecoloca en una situación privilegiada en elMagreb.

Proyecto Perú LNG. Perú

El 1 de agosto de 2005 Repsol YPFanunció la firma con la petroleranorteamericana Hunt Oil del acuerdodefinitivo para desarrollar el proyecto degas de Perú LNG (donde Repsol YPFobtuvo el 20% de la planta de licuación)y el yacimiento de Camisea (Repsol YPFobtuvo un 10% de participación en losbloques 88 y 56). El proyecto incluye laconstrucción y operación de una plantade licuación en Pampa Melchorita que seestima estará operativa en 2009. Elsuministro de gas natural se hará con laproducción de los bloques 88 y 56 yllegará a la planta a través de un ramaldel gasoducto Camisea-Lima.

El acuerdo contempla la comercializaciónen exclusiva por Repsol YPF de los 4millones de toneladas al año deproducción de gas natural licuado (GNL)previstos para la planta de licuación. Elgas se venderá en la costa oeste deEstados Unidos y México. El acuerdo decompraventa de gas suscrito con PerúLNG tendrá una duración de 18 años ymedio a partir de su puesta enfuncionamiento. Por su volumen, se tratade la mayor adquisición de GNL realizadapor Repsol YPF en su historia.

Este acuerdo incluye además laadquisición por parte de Repsol YPF deun 10% de la Transportadora de Gas delPerú S.A. (TGP), la compañía quetransporta gas natural procedente deCamisea.

Proyecto Persian LNG. Irán

En el año 2004 Repsol YPF, junto conShell, firmó un acuerdo de colaboracióncon la empresa estatal iraní NIOC(National Iranian Oil Company) para elproyecto de GNL integrado denominado“Persian LNG”.

El proyecto está localizado en Tombak yse contemplan 2 trenes de licuación de8,1 millones de toneladas por año cadauno, para cuyo suministro inicial NIOC yaha asignado las fases 13 & 13A delcampo de gas South Pars. La decisiónfinal de inversión aún no ha sido tomada.


Regasificación de GNL

Proyecto Canaport LNG. Canadá

En junio de 2005 Repsol YPF firmó unacuerdo con la compañía canadienseIrving Oil Limited, para el desarrollo yconstrucción de la primera planta deregasificación de gas natural licuado(GNL) en la costa este de Canadá. Estaalianza tuvo como consecuencia lacreación de una nueva sociedad,Canaport LNG, participada en un 75%por Repsol YPF y en un 25% por IrvingOil, que construirá y operará esta plantapara abastecer a los mercados de dichazona así como a la costa noreste deEstados Unidos.

La planta de Canaport LNG, ubicada enSaint John, New Brunswick, una vezconstruida tendrá una capacidad inicialde suministro de unos 10.000 millones demetros cúbicos por año (10 bcma) ypermitiría el acceso a los mercados dealto valor del noreste de Estados Unidos ysureste de Canadá. Repsol YPF, que seráel suministrador del gas natural quealimentará la terminal, tendrá contratadoel 100% de la capacidad deregasificación de la planta. La planta deregasificación se estima que se pondrá enfuncionamiento a finales de 2008 oprincipios de 2009.

BBG. España

Repsol YPF posee una participación de un25% en la sociedad Bahia Bizkahia Gas,S.L. Esta sociedad tiene como activo auna planta de regasificación coninstalaciones de descarga de metanerosde hasta 140.000 m3, dos tanques dealmacenamiento de GNL de 150.000 m3

y capacidad de vaporización de 800.000m3/hora.

La planta se encuentra situada en elpuerto de Bilbao y cuenta con otros tressocios con un 25% de participación cadauno (BP, EVE e Iberdrola).


Reservas netas probadas a fin de añopor áreas geográficas%

EspañaNorte de África y Oriente MedioArgentina

Lejano Oriente

Resto de Latinoamérica

0

25

50

75

100

20052004200320022001

Reservas probadas desarrolladasMbep

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

20052004200320022001

Proyecto Lázaro Cárdenas. México

En el año 2004 las autoridades mejicanasotorgaron a Repsol YPF la licencia sobreun terreno para construir una planta deregasificación en el puerto de LázaroCárdenas, en la costa mejicana delOcéano Pacífico. La capacidad inicial dela planta sería de unos 4 bcma, quepodría ser ampliada hasta 10 bcm/año.Repsol YPF continúa realizando estudiospara evaluar la viabilidad del proyecto.

Reservas netas probadas totales Miles de barriles equivalentes de petróleo (1bep = 5.615 kscf)

Nortede África Resto de y Oriente Latino- Lejano Resto

Total España Medio Argentina América Oriente del Mundo

Reservas a 31 de diciembre de 2000 4.942.094 7.665 382.429 3.468.857 780.558 301.410 1.175

Revisiones y Estimaciones Anteriores 41.764 (3.683) (22.520) (4.195) 36.739 35.424 (1)Mejoras en Técnicas de recuperación 40.886 — — 41.415 — (529) —Extensiones y Descubrimientos 218.564 5.224 18.400 115.598 76.297 3.045 —Compras 879.191 — — 15.149 864.042 — —Ventas (145.935) — (61.967) (83.911) — — (57)Producción (370.344) (2.244) (31.868) (262.430) (47.792) (25.898) (112)

Reservas a 31 de diciembre de 2001 5.606.220 6.962 284.474 3.290.483 1.709.844 313.452 1.005

Revisiones y Estimaciones Anteriores 84.433 (380) (14.683) (15.358) 113.292 1.561 —Mejoras en Técnicas de recuperación 31.330 — — 29.386 1.944 — 0Extensiones y Descubrimientos 138.117 — 5.842 36.148 96.127 — 0Compras 66.037 307 — — 65.730 — 0Ventas (299.988) — — — — (299.987) 0Producción (365.106) (2.647) (29.358) (261.293) (71.522) (188) (98)

Reservas a 31 de diciembre de 2002 5.261.043 4.242 246.275 3.079.366 1.915.415 14.838 907

Revisiones y Estimaciones Anteriores (123.167) 1.231 9.227 (123.142) (9.177) (1.331) 25Mejoras en Técnicas de recuperación 35.105 — 1.154 33.951 — — 0Extensiones y Descubrimientos 191.307 — 4.125 26.712 160.470 — 0Compras 482.289 981 577 — 480.730 — 0Ventas — — — — — — 0Producción (413.348) (1.481) (28.673) (277.423) (105.510) (145) (117)

Reservas a 31 de diciembre de 2003 5.433.228 4.974 232.684 2.739.464 2.441.928 13.363 815

Revisiones y Estimaciones Anteriores (222.653) 147 (17.765) (146.830) (58.257) — 51Mejoras en Técnicas de recuperación 19.603 — — 18.124 1.478 — 0Extensiones y Descubrimientos 119.251 — 4.219 29.386 78.608 — 7.038Compras 16.378 — — — 16.378 — 0Ventas (13.363) — — — — (13.363) —Producción (426.671) (1.373) (24.942) (276.193) (124.052) (111) —

Reservas a 31 de diciembre de 2004 4.925.774 3.749 194.195 2.363.952 2.356.084 — 7.794

Revisiones y Estimaciones Anteriores (1.253.725) 907 (25.519) (509.347) (719.802) — 37Mejoras en Técnicas de recuperación 7.129 — — 7.129 — — 0Extensiones y Descubrimientos 39.624 — 31 19.976 19.617 — 0Compras 44.489 — — — 44.489 — 0Ventas (19.277) — — — (19.277) — 0Producción (415.886) (1.259) (24.175) (257.615) (132.720) — (118)

Reservas a 31 de diciembre de 2005 3.328.128 3.397 144.533 1.624.095 1.548.391 — 7.712

Reservas probadas desarrolladasA 31 de diciembre de 2000 3.534.441 3.892 317.564 2.695.270 329.828 186.712 1.175A 31 de diciembre de 2001 3.816.645 6.962 236.706 2.605.220 756.027 210.725 1.005A 31 de diciembre de 2002 3.575.502 3.115 183.511 2.452.873 934.470 627 907A 31 de diciembre de 2003 3.225.666 4.974 170.562 2.063.630 985.195 489 815A 31 de diciembre de 2004 3.461.451 3.749 144.088 1.823.576 1.489.282 — 755A 31 de diciembre de 2005 2.150.366 3.397 114.311 1.189.519 842.465 — 674


Refino y marketingPrincipales magnitudes del área 44Introducción 45Refino 46Logística 48Comercialización 50

Europa 51Latinoamérica 52Programas de fidelización 53

GLP 54Aprovisionamientos 54Comercialización 55

Europa y Norte de África 55India 55Latinoamérica 57

Argentina

Bolivia

Ecuador

Brasil

Marruecos

España

Francia

Italia

India

Portugal

Perú

Chile

Argentina – – –Bolivia –Brasil – –Chile – –Ecuador – –España – – –Francia –India –Italia –Marruecos –Perú – – –Portugal – –

– Refino

– Marketing

– GLP


2001 2002 2003 2004 2005

1er trimestre 358 296 357 308 6532º trimestre 469 173 348 455 7013er trimestre 346 135 265 428 7394° trimestre 233 250 226 394 590

Total 1.406 854 1.196 1.585 2.683

Hitos 2005�Máximo histórico de los márgenes de refino.

� Presentación del plan de refino en España.

Estadísticas

2001 2002 2003 2004 2005

Ingresos (millones de euros) 32.491 31.289 32.613 32.815 41.298Inversiones (millones de euros) 877 584 663 1.311 995Crudo procesado (kbbld) (1) 1.016 1.048 1.063 1.093 1.102Venta productos petrolíferos (kt) 49.682 50.091 53.577 54.968 57.940

Margen de refino ($/bbl)España 2,38 1,35 3,29 5,64 7,18ABB 4,52 1,88 3,32 7,27 12,68Repsol YPF 3,14 1,55 3,19 5,71 8,46

(1) A partir de 2002 incluye el 30% de la refinería REFAP y el 50% de la refinería Refinor.

44 ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � REFINO Y MARKETING




0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

20052004200320022001


0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

20052004200320022001

Ventas productos petrolíferosMiles de toneladas

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

20052004200320022001

IntroducciónLos negocios de Refino y Marketing deRepsol YPF comprenden las actividadesde refino, logística y comercialización decombustibles, incluidos los gases licuadosde petróleo, tanto en el mercadomayorista como en el minorista. RepsolYPF es el mayor refinador de petróleo deEspaña y Argentina, encontrándoseademás presente en Perú y Brasil.

En cuanto a las actividades de marketing,el Grupo tiene presencia en 12 países, esel líder en los mercados español yargentino, y una de las compañías dereferencia en los mercados peruano yecuatoriano.

Durante el ejercicio 2005, las inversionesen el área de Refino y Marketing hanascendido a 995 millones de euros. Lasinversiones se han destinadofundamentalmente a proyectos de refinoen curso.

En el mes de febrero se puso en marchala nueva Unidad de Destilación a Vacíode la refinería de La Pampilla en Perú,que se complementa con una unidad deVisbreaking que entró en funcionamientoen abril. Durante el mes de marzo sepuso en marcha en la refinería deTarragona (España) la Unidad de

Isomerización de Nafta Ligera, comoparte de los proyectos de adecuación delas refinerías a las nuevas especificacionesde gasolinas.

En marzo las Autoridades Comunitariasde Competencia aprobaron sincondiciones, la compra del negocio deGLP Shell en Portugal por parte deRepsol Butano. Repsol se ha hecho cargode la compañía que ha pasado adenominarse Repsol Butano Portugal elpasado día 1 de abril. Con la culminaciónde esta operación Repsol se sitúa comotercer operador de GLP en el mercadoportugués, con una cuota de mercado del21% y unas ventas de 191.000 t.

En noviembre de 2005 se presentó elnuevo Plan de Inversiones de refino delárea de Downstream. La estrategia deRefino de Repsol YPF en España tienecomo objetivos incrementar la capacidadde destilación y de conversión, adaptarlas unidades a futuras especificaciones deproductos, impulsar el uso debiocarburantes y mejorar la eficienciaenergética, la seguridad y el medioambiente. En este marco, la compañíainvertirá 3.870 millones de euros.

Las principales inversiones se efectuaránen la refinería de Cartagena, con elobjetivo de ampliar su capacidad derefino y de conversión, y en la de Bilbao,

con el fin de reducir la producción defuelóleos y mejorar la calidad de losproductos, dedicando asimismo especialatención a las mejoras medioambientales.

Repsol YPF informó el pasado 9 dediciembre en Ensenada (Argentina) deuna inversión de 30 millones de dólaresen la construcción de una planta deúltima tecnología para la producción deBiodiesel, que comenzará a construirse en2006 y producirá 100.000 toneladas alaño de este combustible. Este nuevoproducto se desarrolla a partir de laadecuada combinación entre el gasoiltradicional y el valor energético aportadopor los aceites vegetales (soja, colza,girasol, etc.).

45ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � REFINO Y MARKETING

Refinerías Repsol YPF

Refinerías en España

La Coruña Bilbao

Cartagena

Algeciras

Huelva

Tarragona

Tenerife

Castellón

Puertollano

Refinerías Otros

Oleoductos CLH

Oleoducto de crudosde Repsol YPF

León

Salamanca Torrejón

Madrid

Alcázar de San JuanMérida

MálagaRota

Sevilla

Villaverde

SantoveniaBurgos

Pamplona

ZaragozaLérida

Gerona

Alicante

Valencia

Barcelona

RivabellosaVigo


Terminales Repsol YPF

Refinerías en Argentina

Refinerías Otros

Oleoductos(productos livianos)

Oleoductos (crudos)

RefinoRepsol YPF opera nueve refinerías: cincoen España, tres en Argentina y una enPerú, con una capacidad total instaladade 1.162 miles de barriles por día.Adicionalmente, tiene participaciones enotra refinería en Argentina y dos enBrasil, una de las cuales se obtuvo comoconsecuencia del intercambio de activosque Repsol YPF realizó con Petrobras.

Considerando estas participaciones, lacapacidad total de refino del Grupoasciende a 1.233 miles barriles por día.

Las refinerías de Repsol YPF en Españagozan de una clara ventaja frente a otroscompetidores por su cercanía a losmercados a los que suministran (renta deposición). Las refinerías argentinas tienenun alto grado de conversión e incorporanla más avanzada tecnología.

Repsol YPF viene desarrollando desde elaño 2001 en sus refinerías en España unprograma de inversiones para adaptar elesquema productivo a las nuevasespecificaciones de calidad de la UniónEuropea que tendrán efecto a partir de2005/2009. Como parte de esteprograma se puso en marcha en el año2002 una unidad de hydrocracking en larefinería de Tarragona y a mediados de


La Pampilla

Iquitos

Talara

Pucallpa

Conchan


Refinerías en Perú

Refinerías Otros Refinerías Repsol YPF

Repar

Refap*

Revac

Recap

Replan

Rpbc

* Repsol YPF posee una participación del 30% en Refap y 30,71% en Manguinhos

Ipiranga

Reduc

Regap

Rlam

AsforReman

Manguinhos*

Refinerías Otros

Refinerías en Brasil

Refinerías operadas por Repsol YPF

2001 2002 2003 2004 2005

Capacidad de refino (kbbld)España 740 740 740 740 740Argentina 334 320 320 320 320Perú 102 102 102 102 102Total 1.176 1.162 1.162 1.162 1.162

Utilización (%)España 87,4 86,3 87,6 92,5 91,3Argentina 87,0 89,8 93,1 93,1 94,4Perú 77,5 76,0 73,9 66,5 79,5

Refinerías no operadas por Repsol YPF

Capacidad de refino (kbbld)(1)Argentina — 14 14 14 13Brasil 4 58 58 58 58

(1) Corresponde al porcentaje de participación de Repsol YPF en el equity de las refinerías.A partir de 2002 se incluyen las participaciones de Refinor (Argentina) y REFAP (Brasil).

Capacidad de refinopor áreas geográficas 2005%

EspañaArgentinaPerú

0

25

50

75

100

2004 una unidad de mild hydrocrackingen la refinería de Puertollano. En 2005comenzaron a operar una nueva unidadde hidrotratamiento de carga a FCC en larefinería de La Coruña, una deisomerización en Tarragona y unadesulfuradora de nafta de FCC en Bilbao.Actualmente se halla en ejecución elproyecto de desulfuración de gasoil en larefinería de Bilbao. En Latinoamérica, en

2005 entraron en funcionamiento lasnuevas unidades de vacío y devisbreaking de La Pampilla y se encuentraen curso el proyecto de ampliación decapacidad de conversión en la refineríade REFAP.

Destilación primaria y configuración (1)

Destilación primaria Índice de conversión (2) Lubricanteskbbld (%) kta

EspañaCartagena 100 — 135La Coruña 120 65 —Puertollano 140 70 110Tarragona 160 47 —Bilbao 220 32 —Total Repsol YPF España 740 43 245

ArgentinaLa Plata 189 69 255Luján de Cuyo 106 110 —Plaza Huincul 25 25 — —Refinor (3) 13 — —Total Repsol YPF Argentina 333 74 255

PerúLa Pampilla 102 24 —

BrasilRefap (3) 54 12 —Manguinhos(3) 4 14 —Total Repsol YPF Brasil 58 12 —

Total Repsol YPF 1.233 48 500

(1) Capacidades expresadas según el criterio de consolidación de Repsol YPF: 100% de la capacidad para todas las refinerías,excepto para Refinor (50,00%) REFAP (30,00%) y Manguinhos (30,71%).

(2) Expresado como el ratio entre la capacidad equivalente FCC y la capacidad de destilación primaria.(3) Capacidad total de destilación primaria: Refinor 26.100 bbld, REFAP 180.000 bbld y Manguinhos 14.000 bbld.

Durante 2005 las refinerías de RepsolYPF procesaron 55,3 millones detoneladas de crudo, lo que supone unincremento del 0,8% respecto del año2004. El 27% fueron obtenidas deproducción propia y el resto fue adquiridoa través de contratos o en los mercadosinternacionales. Las actividades deabastecimiento y comercializacióninternacional de Repsol YPF secentralizan a través de la sociedadRYTTSA (Repsol YPF Trading yTransporte) con oficinas en Madrid,Buenos Aires, Houston y Singapur. En elaño 2005 los crudos procesados porRepsol YPF, tanto de producción propiacomo importaciones, provinieron de laszonas que se indican en los gráficosadjuntos.


Indicador margen de refino Repsol YPF$/bbl

Media anualMedia mensual

20052004200320022001

0

2

4

6

8

10

12

14

Origen de los crudos procesados en 2005%

Por Repsol YPFEn España

0

10

20

30

40

50

EuropaLatino-américa

Oestede África

Nortede África

OrienteMedio

Origen de los crudos %

2004 2005

Procesados en EspañaOriente Medio 24 23Norte de África 23 22Oeste de África 8 9Latinoamérica 17 18Europa 28 28

Procesados por Repsol YPFOriente Medio 15 14Norte de África 15 14Oeste de África 7 9Latinoamérica 45 46Europa 18 17

LogísticaAunque también existen otrasalternativas logísticas, la mayor parte dela distribución de productos refinados enEspaña es realizada por la CompañíaLogística de Hidrocarburos S.A. (CLH), enla que el Grupo Repsol YPF participaba alcierre del ejercicio 2005 con el 25%.

A 31 de diciembre de 2005, la red detransporte de esta compañía constaba de3.475 km de poliductos, 2 buques y 20camiones cisterna. También dispone de38 instalaciones de almacenamiento(todas ellas conectadas a la red depoliductos con excepción de las de Gijón,Motril y las cuatro de las islas Baleares) y30 instalaciones aeroportuarias, que enconjunto suponen una capacidad total deaproximadamente 6,5 Mm3.


Bilbao

Cartagena

Algeciras

Huelva

Tarragona

Castellón

Puertollano

Oleoductos y almacenamientos de CLH

Refinerías conectadasa la red de CLH (8)

Instalacionesde almacenamiento (38)

Instalacionesaeroportuarias (30)

Oleoductosde productos (3.475 km)

Oleoductos de crudosde Repsol YPF

León

Reus

Asturias

Lezo

Gijón

Salamanca Torrejón

AlcázarMérida

Badajoz

MálagaRota

Jerez

Sevilla

Villaverde

C. Vientos

Barajas

Santovenia

Burgos

Pamplona

Vitoria

Santurce

Zaragoza

Monzalbarba

LéridaGerona

Alicante

Motril

San Javier

Altec

Almería

GranadaCórdoba

ValenciaAlbuixech

Barcelona

Son Bonet

Porto Pi

Mahón

Son Banya

Palma

Ibiza

Rivabellosa

Somorrostro

SantanderLa Coruña-Puerto

La Coruña-Bens

Santiago

Vigo

En Argentina, no existe una compañíaque se dedique prioritariamente a ladistribución de productos petrolíferos, porlo que cada operador realiza la propia. Lared de Repsol YPF opera un total de1.801 km de poliductos para ladistribución de sus productos refinados,que unen sus dos principales refineríascon las más importantes de sus 16instalaciones de almacenamiento ydespacho (3 de ellas anexas a lasrefinerías y otras 10 con conexiónmarítima o fluvial) con una capacidadtotal de almacenamiento de 983.620 m3.Dispone asimismo de 54 instalacionesaeroportuarias con 24.000 m3 decapacidad de almacenamiento y 27camiones cisternas propios.

Las refinerías reciben el crudo portubería, la de Luján de Cuyo desdePuesto Hernández por un oleoducto de528 km, y la de La Plata desde PuertoRosales por otro de 585 km. Repsol YPFparticipa asimismo con un 37% enOldelval, la compañía que gestiona eloleoducto desde la cuenca neuquina aPuerto Rosales, y con un 18% en eloleoducto trasandino que con 428 kmune Puesto Hernández con la ciudadchilena de Concepción.

Asimismo, tiene una participación del33,15% en Termap, operador que cuentacon dos instalaciones de almacenamientoy puerto: Caleta Córdova (provincia deChubut), con una capacidad de 264.000m3, y Caleta Olivia (provincia de SantaCruz), con una capacidad de 246.000 m3.

Finalmente, Repsol YPF tiene unaparticipación del 30% en OiltankingEbytem, operador del terminal marítimoen Puerto Rosales, con una capacidad de480.000 m3, y la ampliación del oleoductoPuerto Rosales-La Plata desde Brandsen ala refinería de ESSO en Campana.

Repsol YPF también tiene una planta dealmacenamiento y distribución de crudoen Formosa con una capacidad operativade 19.000 m3.

En Chile Repsol YPF tiene arrendadossiete tanques de la compañía Oxiquínsituados en las localidades de Quintero yCoronel, con una capacidad total de52.000 m3. Asimismo se alquilaalmacenamiento a ENAP en sus Plantasde Maipú y Linares, y se tiene capacidadde almacenamiento propia en Lautaro. EnPerú hay una capacidad total dealmacenamiento contratada de 106.000m3 en dos terminales.


Cuencas Productivas

Logística Argentina

Terminales

Oleoducto de petróleo de Repsol YPF

Poliducto de Refinor

Poliductos de Repsol YPF

Oleoductos de terceros

Refinerías de Repsol YPF

Refinerías de terceros

50% Repsol YPF (Refinor)

Campo Durán (50%)

Luján de Cuyo

Plaza Huincul

La Plata

San Lorenzo

Campana

Dock Sud

Bahía Blanca


Argentina: 1.830(incluye el 50% de Refinor)

Brasil: 415

España: 3.618

Italia: 75

Portugal: 428

Perú: 155

Chile: 200

Ecuador: 121

ComercializaciónEl Grupo Repsol YPF comercializa susproductos petrolíferos de automoción enestaciones de servicio con una políticamultimarca. Por lo anterior, dispone depuntos de venta con la imagen Repsol,también con la de YPF y en Españaasimismo con las de Campsa y Petronor.En Brasil lo hace con marca WAL.

Red de estaciones de servicio

Venta productos petrolíferos kt

2001 2002 2003 2004 2005

Venta de productos al marketing propioProductos claros 24.157 24.546 25.816 27.001 29.518Otros productos 7.851 8.411 7.040 6.539 6.925Total Marketing Propio 32.009 32.956 32.856 33.540 36.443

Exportaciones y otras ventas 17.673 17.135 20.721 21.428 21.497Total Repsol YPF 49.682 50.091 53.577 54.968 57.940

EuropaAl final de 2005 Repsol YPF contaba enEspaña con una red de 3.618 puntos deventa, gestionando directamente 927estaciones de servicio (32 de ellas através de la sociedad Gespevesaparticipada al 50% entre Repsol YPF y ElCorte Inglés), de un total de 2.859 convínculo fuerte, siendo el restoabanderados, propiedad de terceros.

Repsol YPF es líder en el mercadoespañol con una cuota de puntos deventa en el entorno del 40,1%.Adicionalmente también se cuenta con428 estaciones en Portugal (incluyendolas 303 estaciones adquiridas a ShellPortugal) y 75 estaciones en Italia.

En España, se comercializan ademásproductos relacionados con el motor,como son los lubricantes. Las ventastotales de lubricantes en España en 2005ascendieron a 93,8 kt, de las cuales,aproximadamente el 11% fueron almercado de exportación.


Ventas al marketing propio%

Ventas EspañaVentas ABBVentas Resto del Mundo

0

25

50

75

100

20052004200320022001

Ventas totaleskt

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

20052004200320022001

Venta de productos por áreas geográficas al marketing propio kt

2001 2002 2003 2004 2005

Ventas España (1) 21.730 21.990 21.443 21.325 21.628Productos claros 16.204 15.890 16.550 17.127 17.193Otros productos 5.526 6.100 4.893 4.198 4.435

Ventas ABB 7.627 7.627 7.618 8.172 9.502Productos claros 6.016 6.052 6.297 6.640 7.692Otros productos 1.611 1.575 1.321 1.532 1.810

Ventas Resto del Mundo (2) 2.653 3.340 3.795 4.043 5.313Productos claros 1.937 2.604 2.969 3.234 4.633Otros productos 715 736 826 809 680

(1) No incluye las ventas a operadores participados.(2) A partir de 2005 incluye los negocios adquiridos a Shell en Portugal.

LatinoaméricaEn la actualidad Repsol YPF comercializala mayor parte de los productos claros através de 2.732 estaciones de servicio,bajo distintas marcas según los países,aunque las principales son de YPF yRepsol. La política de comercializaciónempleada en todos ellos es la misma queen España, obtener unos márgenes quepermitan alcanzar una adecuadarentabilidad y resultados, mejorar elgrado de vinculación y en los negocios degestión propia incrementar la aportaciónde los negocios “non-oil”.

En Argentina, Repsol YPF cuenta con unared de 1.830 estaciones, de las que 1.793tienen bandera YPF y el resto se debe a laparticipación del 50% que Repsol YPFposee de Refinor, empresa con unarefinería situada en Campo Durán y conuna red de estaciones con la imagenRefinor emplazadas principalmente en lasprovincias del noroeste del país. Estorepresenta casi un tercio del número totalde puntos de venta de este país, lo quesignifica al igual que en España ser laempresa líder en este mercado.


Desde el año 1996, Repsol YPF ya seencuentra en los mercados de Ecuador yPerú, tanto en estaciones de servicio,donde cuenta con 121 y 155 puntos deventa respectivamente, como en ventasdirectas y más recientemente en aviación.

En Chile el número de estaciones a finalesde 2005 es de 211. En Brasil se cuentacon 415 estaciones, de las cuales 41 sonde gestión directa.

Programas de fidelizaciónUn aspecto importante de la estrategiade marketing en Repsol YPF son losprogramas de fidelización de clientes através de tarjetas específicas para losdiferentes colectivos. En España se cuentatanto con tarjetas de pago como defidelización de clientes, obteniéndose conlas primeras importantes descuentos enlas compras (superiores en las realizadasde productos petrolíferos) y con las otraspromociones para adquisiciones gratuitasde productos y viajes mediante laacumulación de puntos.

Entre los programas de fidelización,Repsol YPF lanzó en el año 2003 elAutoclub Repsol, un Club del Automóvilque ofrece una amplia gama deproductos y servicios a los automovilistas.Autoclub Repsol está participada en un50,1% por Repsol YPF, en un 29,5% porla Mutua Madrileña, y en un 20,4% porAon Gil y Carvajal, y nace con el objetivode convertirse en el Club de referenciadel conjunto de automovilistas enEspaña, para posteriormente expandirse aotros mercados.

A finales de 2005, se alcanzaron los 1,9millones de socios de Autoclub (laincorporación de la Mutua supuso 1,2millones de socios).

Desde principios de 2004 los titulares dela tarjeta de compra de El Corte Ingléspueden pagar todas sus compras en lared de estaciones de servicio de RepsolYPF —Repsol, Campsa y Petronor—,distribuidas por toda España, no siendoadmitida esta tarjeta en la red deestaciones de la competencia. El objetivode Repsol YPF y El Corte Inglés es aportarun mayor valor añadido a sus clientes.

Número de titulares de tarjetas de crédito

2004 2005

Profesionales 1.059.954 1.136.137Solred clásica 819.911 890.449Solred-DKV 145.435 151.943Otras tarjetas Solred 50.766 50.389Solred Gasóleo Bonificado 43.842 43.356Particulares 3.289.588 3.509.383Solred Colectivos 1.205.883 1.336.170Visa Repsol 743.439 705.035Travel club 1.340.266 1.468.178

YPF en ruta 38.212 47.268YPF en ruta contado 68.774 59.603YPF Serviclub 3.030.371 3.463.740Serviclub del camión 104.864 70.724


En septiembre de 2004 se consolida unacuerdo con Iberia para la aceptación, enla red de estaciones de Repsol YPF enEspaña, de la tarjeta Iberia Plus. El clienteobtiene puntos vinculados al consumo decombustibles canjeables por premios deocio.

Existen otros programas de fidelizacióndesarrollados por Repsol YPF que sonlíderes en su sector como Solred, VisaRepsol y Travel Club.

GLPAprovisionamiento compañíascomercializadoras

Repsol YPF realiza el aprovisionamientoprincipalmente desde refineríasnacionales y adquisiciones a terceros enlos mercados internacionales.Aproximadamente un tercio de susnecesidades las cubre con producciónpropia.

Aprovisionamiento compañías comercializadoras kt

2001 2002 2003 2004 2005

España (incluye Francia y Portugal) 2.023 2.122 2.009 1.982 2.021Refino 1.129 1.051 1.091 1.033 1.037

Propio 740 706 722 693 668Terceros 389 345 369 340 369

Importación 894 1.071 918 949 984Marruecos 25 26 29 32 34Importación 25 26 29 32 34Argentina 955 848 1.004 1.097 814Refino 549 593 682 660 496

Propio 456 482 500 451 364Terceros 93 111 182 209 132

Separación de gas natural 379 234 322 425 318Propio 226 147 241 336 259Terceros 153 88 81 89 60

Importación 27 20 — 12 0Ecuador 314 282 287 311 337Refino — 30 86 124 88

Terceros — 30 86 124 88Importación 314 252 201 187 249Perú 186 180 214 241 256Refino 69 57 67 68 72

Propio 69 57 67 68 72Terceros — 1 — — —

Separación de gas natural — 10 15 59 182Terceros — 10 15 59 182

Importación 117 112 131 114 2Chile (45%) 161 164 161 164 165Refino 131 126 107 99 104

Terceros 140 126 107 99 104Separación de gas natural 9 — — — —

Terceros 21 — — — —Importación 146 38 54 62 61Bolivia 146 155 153 146 146Refino — 2 3 5 6

Propio — — — — —Terceros — 2 3 5 6

Separación de gas natural 146 153 150 141 140Propio 87 5 43 36 36Terceros 59 149 107 105 104

Total aprovisionamientos GLP 3.810 3.777 3.856 3.970 3.773

Producción Propia 1.709 1.397 1.573 1.584 1.399Producción de Terceros 2.101 2.380 2.283 2.386 2.374


Comercializaciónde GLPEuropa y Norte de África

Repsol YPF está presente en España,Portugal, sur de Francia y Marruecos. Laestrategia seguida en todos estos paísesconsiste en ofrecer al cliente un productode máxima calidad y excelente servicioque le permitan diferenciarse de la ofertadel resto de operadores. En España,Repsol YPF distribuye GLP envasado, agranel y canalizado por redes dedistribución colectiva.

La distribución del producto envasado serealiza a través de una red de 660agencias distribuidoras con coberturanacional que entregan el producto en eldomicilio del cliente final en un plazomáximo de 48 horas desde que se realizael pedido. La compañía cuenta con 10millones de clientes aproximadamente, loque representa la práctica totalidad delmercado y convierte a Repsol Butano en lamayor empresa europea en distribución deGLP envasado tanto en términos deingresos como en volumen. Repsol Butanotambién distribuye propano a granelmediante instalaciones individuales (PlanPersonalizado) o redes de distribución

colectivas (instalaciones de propanocanalizado y canalización de poblaciones)a clientes domésticos, comerciales eindustriales. Estas ventas han representadoun 31,7% del total. El precio para envasesde menos de 8 kg de carga es libre.

En Francia y Portugal, Repsol YPFdistribuye GLP envasado y a granelhabiendo alcanzado en 2005 unas ventasde 17.331 y 133.036 t respectivamente.En estos dos países se ha adoptado unmodelo mixto de distribución de envasadocon presencia en punto de venta y énfasisen el servicio a domicilio. El negocio degranel se centra en el pequeño clientepara uso doméstico con fórmulascomerciales similares al Plan Personalizado.Los mercados francés y portugués seencuentran totalmente liberalizados y losoperadores fijan el precio libremente(aproximadamente el doble que el delmercado español) en función de lascotizaciones internacionales de la materiaprima, los costes internos de distribución yel nivel de competencia existente.

En 2004 Repsol YPF adquirió a finales deaño el negocio de GLP de Shell enPortugal, constituido por Shell Gas (LPG),y sus subsidiarias Spelta en Madeira(100%) y SAAGA en Azores (25%). Estacompra permite a Repsol YPF,incrementar su cuota de mercado desdeel 5% a finales de 2004 hasta un 21%,

con unas ventas totales en 2005 de179.087 t, lo que le convierte en el terceroperador del mercado. La operaciónincluye los activos comerciales de losnegocios de envasado y granel, y dosplantas envasadoras en Matosinhos yBanatica con una capacidad conjunta dealmacenamiento de 6.600 t.

Repsol YPF está presente en Marruecos através de National Gaz, empresadistribuidora de GLP envasado con unasventas de 34.309 t en 2005. El modelo dedistribución es un modelo mixto entre laventa directa a puntos de venta y la venta através de distribuidores exclusivos. El preciode venta de envasado está subvencionadoy regulado por la Administración, que fija elmargen de cada elemento del canal dedistribución desde el productor o elimportador hasta el punto de venta.

India

Finalmente Repsol YPF se hacomprometido en el desarrollo de unproyecto integrado de distribución deGLP en los estados de la región noroestede la India con una población de más de400 millones de habitantes.


Precio de la bombonaEuros

0

5

10

15

20

25

30

200520042003200220012000199919981997199619951994

EspañaPortugal

ItaliaFrancia

Media Europa

Ventas de envasado por países kt

2001 2002 2003 2004 2005

Ventas de envasado por paísesEspaña 1.503 1.396 1.299 1.220 1.144Argentina 209 186 164 164 161Perú 79 79 93 107 136Ecuador 306 272 274 295 323Chile (45%) 114 111 106 103 100Bolivia 30 124 117 118 118Francia 4 4 5 6 7Portugal 29 29 28 29 81Marruecos 25 26 29 32 34Total ventas envasado 2.298 2.227 2.115 2.074 2.104

Ventas nuevos mercados(Granel, Canalizado y Automoción)España 568 610 587 609 608Argentina 153 156 144 146 152Perú 50 56 66 64 53Ecuador 8 10 13 20 22Chile (45%) 52 52 55 58 65Bolivia 1 3 4 6 7Francia 7 8 8 10 10Portugal 16 14 14 13 52Brasil — — — 1 3Total ventas nuevos mercados 855 909 891 927 972

Ventas mayoristas y exportaciones a tercerosDesde España 35 45 111 126 168Desde Argentina 639 586 663 728 482Desde Perú 51 47 49 63 65Desde Bolivia 109 29 31 26 25Desde Brasil — — — 1 3Total ventas mayoristas y exportaciones 834 707 854 944 743


Ventas mayoristasy exportaciones%

Desde EspañaDesde ArgentinaDesde Perú

Desde Brasil

Desde Bolivia

0

25

50

75

100

20052004200320022001

Ventas de envasadofuera de Españakt

ArgentinaPerúEcuador

Bolivia

Chile

FranciaPortugalMarruecos

0

200

400

600

800

1.000

20052004200320022001

Latinoamérica

Repsol YPF es líder de la distribución deGLP en Argentina, Ecuador, Perú y Chile.Este posicionamiento regional, sumado afuentes de producción en Argentina,Bolivia y Perú implica una fuerte ventajacompetitiva al fortalecer la integraciónvertical.

En Argentina, Repsol YPF es el mayorproductor de GLP del país con una cuotaen torno al 25,4% (no incluye elproyecto Mega). En el mercadominorista, Repsol YPF Gas comercializaGLP envasado y a granel en los mercadosdoméstico, comercial e industrial con unacuota de mercado del 33,8%.

Hasta mayo de 2005 el mercado estabaliberalizado aunque desde el año 2002los agentes llegaban con laAdministración a Acuerdos de Estabilidadde Precios para el butano. A partir de esafecha la nueva Ley de GLP establece quela Secretaría de Energía fijarátrimestralmente los precios mayoristaspara butano y propano y recomendaráprecios máximos de venta al público paraenvasado de uso doméstico. Ladistribución del GLP envasado se realiza através de distribuidores, 100%exclusivos, que a su vez revenden elproducto a puntos de venta.

En Chile, Lipigas, empresa en la queRepsol YPF participa del 45%, es líder delmercado chileno con una cuota del37,4% y sus ventas (al 100%) hanalcanzado 366.737 t.

En Perú Repsol YPF participa en elmercado de los GLP a través de la marcaSolgas Repsol, siendo la empresa líder delmercado a nivel nacional por prestigio ycalidad y con una cuota de mercado del30,3%. También en Perú, Repsol YPFparticipa con un 30%, aunque no opera,en la sociedad Lima Gas con una cuotade mercado del 12% a nivel nacional.

Los mercados chileno y peruano estántotalmente liberalizados. La distribucióndel GLP envasado se realiza a través dedistribuidores (exclusivos o no) que a suvez revenden el producto a puntos deventa.

En Ecuador Repsol YPF participa a travésde Duragas, compañía líder en ladistribución de GLP que opera en toda lageografía nacional con una cuota del38,4%. Durante el año 2005, Duragas hacomercializado 344.449 toneladas deGLP. El precio de venta del GLP envasadoen Ecuador está fuertementesubvencionado por el Estado. Lacomercialización se realiza por medio deuna red de distribuidores exclusivos.

En Bolivia, Repsol YPF opera con elnombre Repsol YPF Gas Bolivia en elsector minorista, donde es la primeracompañía privada con una cuota del36,9%, mientras que a través de RepsolYPF GLP Bolivia (sociedad constituida ennoviembre de 2002) comercializa GLP enel segmento mayorista, actividadpreviamente desarrollada por MaxusBolivia. Durante 2005, las ventas delsegmento minorista alcanzaron las124.477 toneladas de GLP.


Productividadt/empleado

0

500

1.000

1.500

2.000

20052004200320022001

EcuadorPerúChile

EspañaArgentina

Productividad t/empleado

2001 2002 2003 2004 2005

España 1.668 1.709 1.741 1.748 1.724Argentina 557 497 481 512 579Ecuador 849 595 572 688 718Perú 331 370 353 280 204Chile 339 386 404 431 468

Número de clientes Miles

2001 2002 2003 2004 2005

España 11.417,90 11.422,00 10.838,60 10.828,00 10.884,90Envasado 11.000,00 11.000,00 10.362,00 10.326,10 10.360,00Granel 61,00 62,00 60,60 58,90 58,90Canalizado 356,90 360,00 416,00 443,00 466,00

Argentina 1.369,00 1.310,00 1.263,00 1.260,50 1.258,10Envasado 1.300,00 1.250,00 1.206,50 1.206,50 1.206,50Granel 65,00 56,10 56,50 54,00 51,60Canalizado 4,00 4,00 0,00 0,00 0,00

Perú 852,60 863,60 1.019,20 1.255,60 1.594,10Envasado 850,00 860,00 1.014,60 1.247,40 1.587,7Granel 1,40 2,00 2,50 3,90 2,80Canalizado 1,20 1,60 2,20 4,30 3,60

Ecuador 1.700,10 1.510,10 1.510,20 1.626,80 1.650,00Envasado 1.700,00 1.510,00 1.510,00 1.626,70 1.650,00Granel 0,10 0,10 0,20 0,10 0,18Canalizado — — — — 0,09

Francia 93,00 94,50 128,00 158,00 232,00Envasado 86,50 87,00 120,00 150,00 223,10Granel 6,50 7,50 8,00 8,00 8,90Canalizado — — — — —

Portugal 273,90 279,00 281,00 256,00 959,50Envasado 270,00 275,00 276,00 250,00 950,00Granel 1,00 1,00 1,00 1,00 4,50Canalizado 2,90 3,00 4,00 5,00 5,00

Marruecos 250,00 250,00 250,00 250,00 250,00Envasado 250,00 250,00 250,00 250,00 250,00Granel — — — — —Canalizado — — — — —

Chile (45%) 681,70 615,60 591,30 489,30 602,68Envasado 637,50 571,90 549,00 432,00 527,37Granel 8,20 8,10 8,10 14,10 25,26Canalizado 36,00 35,50 34,20 43,20 50,04

Bolivia 680,10 690,20 679,30 750,40 750,40Envasado 680,00 690,00 679,00 750,00 750,00Granel 0,10 0,20 0,30 0,40 0,40Canalizado — — — — —


Número de clientesMiles

15.500

16.000

16.500

17.000

17.500

18.000

18.500

20052004200320022001

Productividad en Españat/empleado

1.620

1.640

1.660

1.680

1.700

1.720

1.740

1.760

20052004200320022001

Cuotas de mercado %

2001 2002 2003 2004 2005

España 92,0 88,7 85,7 82,7 80,9Francia 0,3 0,3 0,4 0,5 0,6Portugal 4,3 4,3 4,3 21,0 21,2Marruecos 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9Argentina 36,0 37,0 34,5 35,5 33,8Ecuador 48,0 40,0 37,8 38,5 38,4Perú 28,0 28,0 27,9 28,5 30,3Chile 39,0 36,5 39,2 38,2 37,4Bolivia 42,0 44,5 39,5 38,6 36,9


Argentina

España

Francia

India

Portugal

Marruecos

Perú

Bolivia

Chile

Ecuador

Cuotas de mercado 2005%

0

25

50

75

100

Espa

ña

Boliv

ia

Ecua

dor

Chi

le

Arg

entin

a

Perú

Port

ugal

Mar

ruec

os

Fran

cia

QuímicaPrincipales magnitudes del área 62Producción 63Comercialización 67

Argentina

España Italia

Dinamarca

Portugal

MéxicoArgelia


2001 2002 2003 2004 2005

1er trimestre 17 (17) 51 40 1612º trimestre (9) 66 58 56 803er trimestre (13) 44 12 95 244º trimestre (50) 4 34 71 43

Total (55) 97 155 262 308

Estadísticas

2001 2002 2003 2004 2005

Ingresos (millones de euros) 2.355 2.109 2.240 3.025 4.186Inversiones (millones de euros) 218 89 81 292 170Ventas (kt) 3.253 3.314 3.968 4.104 4.644Producción (kt) (1) 4.989 5.235 5.949 6.140 6.666

Indicadores de márgenes internacionalesCracker (euros/t) 392 369 388 453 483Derivada Europa (euros/t) 325 313 308 306 354Derivada Latinoamérica (USD/t) 124 119 174 206 256

(1) No incluye sulfato amónico, acetocianhidrina, General Química, Polidux, Petroken ni filiales PMMA.

Hitos 2005� Primer año completo de gestión de los

activos petroquímicos del complejo deSines.

� Adquisición del 50% de Transformadorade Propileno S.A. en Tarragona.

� Desinversión de la participación del 50% en Petroken y del 28% enPBB Polisur.

62 ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � QUÍMICA


Indicadores de márgenes internacionales

Derivada Latinoamérica (USD/t)Derivada Europa (euros/t)Cracker (euros/t)

0

100

200

300

400

500

20052004200320022001

Ventaskt

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

20052004200320022001


0

100

200

300

400

20052004200320022001

ProducciónLa actividad petroquímica de Repsol YPFse desarrolla principalmente en España,Argentina y Portugal. Dentro de España,en Tarragona y Puertollano; enArgentina, en La Plata, Bahía Blanca yPlaza Huincul; y en Portugal, en Sines.Los mercados más importantes sonEuropa y los países del Mercosur.

La producción petroquímica básica en2005 fue de 2.569 kt, un 25% superior ala alcanzada en 2004 y la derivadaascendió a 4.097 kt con un incrementode un 3% respecto al año anterior.Durante el año, es destacable elimportante incremento de la producciónque se debe a que se cuenta con un añocompleto de producción de los activosdel complejo de Sines, y esta mayorproducción ha superado el efectonegativo de un mayor número deparadas de mantenimiento que lashabituales.

Las inversiones en el año 2005ascendieron a 170 millones de euros,inferiores a los 293 millones de eurosinvertidos en 2004, ya que estos últimosincluían la adquisición del complejopetroquímico de Sines. Las inversiones de2005 se han destinado a incrementos decapacidad y mejoras en las unidadesexistentes.

Entre las inversiones realizadas, destaca elproyecto de ampliación de capacidad dela Planta Óxido de Propileno/Estireno deTarragona, que concluirá, con su puestaen marcha, en el último trimestre del año2006 y que potencia la presencia deRepsol YPF en el mercado de losDerivados de OP y Estireno, aumentandosu competitividad. Adicionalmente, en2005, Repsol YPF adquirió el 50%restante de la participación enTransformadora de Propileno A.I.E. a lacompañía holandesa Basell. Estaoperación supone reforzar la presencia deRepsol YPF en el negocio de laspoliolefinas en Europa.

63ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � QUÍMICA

Planta petroquímica

Capacidad de producción de los principales activos petroquímicos a 31/12/2005

La CoruñaBásica: 60 kt Bilbao

Básica: 80 kt

SantanderDerivada: 54 ktDynasol (50%)

TarragonaBásica: 1.285 kt

Derivada: 1.557 kt

SinesBásica: 580 kt

Derivada: 275 kt

PuertollanoBásica: 537 kt

Derivada: 704 kt

Planta petroquímica

Capacidad de producción total en Argentina y Méxicoa 31/12/2005

AltamiraDerivada: 45 ktDynasol (50%)

Bahía BlancaDerivada: 933 kt 50% de Proferil

Plaza HuinculDerivada: 411 kt

EnsenadaBásica: 175 ktDerivada: 592 kt

Capacidad kt

2005

España 4.349

ABB 2.140

Resto 913

Total 7.402

Repsol YPF desarrolla su actividad deproducción química, además, a través delas siguientes filiales:

España

Polidux (100%), que produce plásticosderivados de estireno y compuestos dePoliolefinas y General Química (100%)que produce, entre otros, acelerantes,pigmentos y agroquímicos. Por otra parteDynasol, una joint venture al 50% con elGrupo Desc, produce caucho sintético enEspaña y México (50%).

Portugal

El 30 de noviembre de 2004, Repsol YPFadquirió a la compañía danesa BorealisA/S, su filial portuguesa BorealisPolimeros Lda, propietaria del complejopetroquímico de Sines, localizado en lacosta de Portugal a unos 160 km al sur deLisboa, operación que constituye la mayoradquisición en la historia de Repsol YPF,exclusivamente en el negocio químico.

Este complejo tiene plantas de producciónsimilares a las de los complejos dePuertollano y Tarragona y está formadopor un cracker de etileno, dos plantas depolietileno y una planta de energías queda servicio al complejo. El cracker es unaplanta que produce principalmenteetileno, propileno, butadieno y otra seriede productos del negocio de PetroquímicaBásica, que se utilizan como materiaprima básica para la producción de otrosproductos petroquímicos. El polietileno esun plástico de la familia de las poliolefinasque utiliza el etileno producido en elcracker como materia prima. Tambiéndispone de instalaciones dealmacenamiento y acceso al terminalportuario, que son de gran importancia enla logística de exportación de productos eimportación de materias primas.

En el gráfico se recoge un esquema delcomplejo con las capacidades deproducción de las plantas.

En Sines se producen dos tipos distintosde polietileno: polietileno de bajadensidad y polietileno de alta densidad.Estos productos cubren una amplia gamade aplicaciones diferentes entre las quedestacan “film” para bolsas einvernaderos, tuberías de gas y agua,envases, recubrimiento de cables,automóvil (por ejemplo en depósitos degasolina) y otras muchas aplicaciones.


Capacidad de producción kta

2001 2002 2003 2004 2005

Química básicaEtileno 810 910 910 1.260 1.260Propileno 720 800 800 980 980Benceno 275 275 275 275 275Butadieno 152 152 152 202 202Total química básica 1.957 2.137 2.137 2.717 2.717

Química derivadaPoliolefinasPolietileno de baja densidad (PEBD) 260 260 260 405 405Polietileno de alta densidad (PEAD) 232 240 240 370 370Copolímeros EVA 80 80 80 80 80Polipropileno (PP) 463 525 525 525 520Total poliolefinas 1.035 1.105 1.105 1.380 1.375

Caucho (1) 99 99 99 99 99

Productos intermedios (2)Estireno 500 500 500 500 500Óxido de propileno 220 220 220 220 220Glicoles 69 76 76 76 76Polioles 190 199 199 199 199Acrilonitrilo 120 120 120 120 120Metilmetacrilato 46 46 46 46 46Total productos intermedios 1.145 1.161 1.161 1.161 1.161

IndustrialesUrea + Amoniaco (3) 850 850 933 933 933Metanol 411 411 411 411 411BTX (Benceno, Tolueno y Xilenos Mezcla) 244 244 244 244 244Paraxileno 38 38 38 38 38Ortoxileno 25 25 25 25 25Ciclohexano 95 95 95 95 95Alcoholes Oxo 35 35 35 35 35Anhídrido maleico 18 18 18 18 18Solventes 66 66 66 66 66LAB (Lineal alquilbenceno) 48 48 48 48 48LAS (Alquilbenceno lineal sulfonado) 25 25 25 25 25PIB / Polisol 28 28 28 28 28Total productos industriales 1.883 1.883 1.966 1.966 1.966

Total química derivada 4.162 4.248 4.331 4.606 4.601

(1) Datos Repsol YPF 50%.(2) No incluye las filiales General Química, Polidux, Polivar y Bronderslev (Total = 84 kt).(3) 50% Profertil.

Descripción del Complejo de Sines

Etileno

350 kta

Propileno

180 ktaNafta

160 km

H2, GLP, PyGas y FuelóleoRaffinate 1

Fracc. C4

Nafta

Planta Energías93 Mw

390 t/h Vapor

PEBD145 kta

145

130 PEAD130 kta

MTBE47 ktaRefinería de Petrogal

Lisboa

Sines

Cracker350 kta

Butadieno50 kta

Otro aspecto que da un gran valorestratégico a esta adquisición es lacomplementariedad de los procesos deproducción y productos de polietilenocon los que ya tenía Repsol YPF. Estecomplejo utiliza unas tecnologías enpolietileno distintas de las de Puertollanoy Tarragona, que le permiten produciruna gama de productos de carácterestratégico a los que Repsol YPF no teníaacceso por limitaciones en los procesosproductivos de sus plantas. Así, hapodido entrar en una serie deaplicaciones especiales de alto valorañadido, entre las que cabe destacar latubería de alta presión (PE 100) paraconducción de agua y gas natural.

Por otra parte la tecnología del cracker esla misma que la del de Tarragona, lo quepermite intercambiar los conocimientosadquiridos durante años de operación delas unidades para la aplicación de lasmejores prácticas de cada una, y que sereflejará en mejoras en la eficienciaoperativa de ambos crackers, y por lotanto en menores costes y aumento de laproductividad.

Otros países

Polivar (100%) y Bronderslev (100%) queproducen polimetilmetacrilato (PMMA)en Italia y Dinamarca respectivamente, yDynasol que es una joint venture al 50%con el Grupo Desc, que produce cauchosintético en España y México.

Profertil en Argentina, es una jointventure al 50% con Agrium para laproducción de urea y amoníaco.

Cabe destacar que durante el año RepsolYPF desinvirtió la participación del 50%que tenía en Petroken (joint venture para la producción de polipropileno en Argentina) y el 28% que tenía en PBB Polisur, también en Argentina.

La química de Repsol YPF en Europacuenta con un alto nivel de integraciónquímica básica-química derivada,presentando en España, adicionalmente,

un alto grado de integración con lasactividades de refino y permitiendoobtener ventajas en la flexibilidad de losaprovisionamientos al craker de olefinas,uso eficiente de subproductos y sinergiasen los aprovisionamientos de energías.

En Argentina, la química presenta unelevado grado de integración con elupstream y con refino. Tanto Profertil, jointventure al 50% de Repsol YPF y Agriumpara la producción de Amoníaco-Urea,como la planta de Metanol en Plaza Huincul,que finalizó la puesta en marcha a principiosde 2002, utilizan gas natural como materiaprima y son claros ejemplos de la integraciónde la actividad química con el upstream.

El complejo petroquímico de Ensenadamantiene niveles elevados de integracióncon refino ya que las materias primasempleadas (fundamentalmente naftavirgen) provienen en un 90% del área derefino de Repsol YPF.


Producción química básica kt

2001 2002 2003 2004 2005

Etileno 784 704 804 885 1.162Propileno 854 756 829 760 784Benceno 293 273 286 259 240Gasolina de pirólisis — — — 20 196Butadieno 136 132 144 135 187Total química básica 2.067 1.865 2.063 2.059 2.569

Producción química básicakt

EtilenoPropilenoBencenoGasolina de pirólisis

Butadieno

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

20052004200320022001

Producción química derivada kta

2001 2002 2003 2004 2005

PoliolefinasPolietileno de baja densidad (PEBD) 210 229 207 227 332Polietileno de alta densidad (PEAD) 191 212 198 209 323Copolímeros EVA 55 60 54 64 55Polipropileno (PP) 365 379 374 399 385Total poliolefinas 821 880 833 899 1.094

Caucho 85 86 84 88 96

Productos intermediosEstireno 338 446 465 453 437Óxido de propileno 152 197 204 203 191Glicoles 55 75 74 75 68Polioles 128 161 169 167 163Acrilonitrilo 113 115 125 113 120Metilmetacrilato 42 42 46 44 46Total productos intermedios 828 1.036 1.083 1.055 1.025

Productos industrialesUrea + Amoniaco (1) 700 780 936 952 883MetanoL — 90 353 398 359BTX (Benceno, Tolueno y Xilenos Mezcla) 275 277 350 332 360Paraxileno 24 24 23 19 33Ortoxileno 17 16 21 17 14Ciclohexano 44 53 74 68 26Alcoholes Oxo 37 27 23 34 68Anhídrido maleico 10 12 14 14 31Solventes 16 14 18 26 18LAB/ LAS 53 59 51 61 67PIB / Polisol 12 16 23 17 23Total productos industriales 1.188 1.368 1.886 1.938 1.882

Total química derivada (1) 2.922 3.370 3.886 3.980 4.097

(1) No incluye sulfato amónico, acetoncianhidrina, General Química, Polidux, Petroken ni filiales PMMA.


Producción de poliolefinaskt

Polietileno de baja densidad (PEBD)Polietileno de alta densidad (PEAD)Copolímeros EVAPolipropileno (PP)

0

200

400

600

800

1.000

1.200

20052004200320022001

Producción de productos intermedioskt

EstirenoÓxido de propilenoGlicolesPolioles

AcrilonitriloMetilmetacrilato

0

200

400

600

800

1.000

1.200

20052004200320022001

ComercializaciónRepsol YPF comercializa directamente suproducción química. Las ventas deproductos químicos en el ejercicio 2005ascendieron a 4.644 kt, de las cuales1.481 kt se destinaron al mercadoespañol, 1.102 kt al mercado deArgentina, Bolivia y Brasil, y 2.061 kt aotros mercados. Del total de las ventas,979 kt corresponden a química básica yel resto a química derivada.

Este volumen de ventas marca unmáximo histórico para la actividadquímica de Repsol YPF y responde a laampliación de capacidad que ha supuestola adquisición del complejo petroquímicode Sines (Portugal).

Las ventas de productos petroquímicosderivados se realizan mediante una redcomercial dividida en cinco regiones:Atlántica, Mediterráneo, Norte deEuropa, Sur de Europa y América del Sur.Asimismo Repsol YPF participa comoCharter Member en el portalChemConnect, portal líder de Internetpara el comercio electrónico de productosquímicos.


Gas y electricidadPrincipales magnitudes del área 70Gas 71

España 71Aprovisionamientos 71Infraestructura 71Distribución y comercialización 71

América 72Distribución y comercialización 72

Resto del Mundo 73Italia 73

Electricidad 74España 74América 74

Argentina

Brasil

Colombia

Puerto Rico

México

EspañaItalia

Marruecos

Hitos 2005� Repsol YPF y Gas Natural SDG

constituyen una sociedad conjunta parael negocio del GNL.

� Gas Natural SDG lanzó una OfertaPública de Adquisición (OPA) sobre el100% de las acciones de Endesa, S.A.

70 ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � GAS Y ELECTRICIDAD



2001 2002 2003 2004 2005

1er trimestre 340 355 63 90 1182º trimestre 236 171 36 58 783er trimestre 197 53 52 73 944º trimestre 289 54 61 89 99

Total anual 1.062 633 212 310 389

Estadísticas (*)

2001 2002 2003 2004 2005

Ingresos Operativos (millones euros) 5.900 3.110 1.486 1.991 2.765Inversiones (millones euros) 1.265 694 511 777 457

Ventas (bcm)España 17,8 18,82 20,34 20,99 23,36América 5,74 6,67 7,15 7,92 8,59Resto del Mundo 0,23 1,38 2,84 3,94 4,16Total ventas 23,77 26,87 30,34 32,85 36,11

Número de clientes (millones)España 3,9 4,2 4,5 4,8 5,1América 3,6 3,9 4,2 4,5 4,8Resto del Mundo — — — 0,3 0,3Total número de clientes 7,5 8,1 8,7 9,6 10,2

(*) El 1 de enero de 2002 la sociedad Metrogas comenzó a ser consolidada por puesta en equivalencia y por otra parte desde finales de mayo de 2002 Gas Natural consolida por integración proporcional. Con el fin de mantener una ciertahomogeneidad en las cifras de clientes y ventas, la tabla recoge las cifras de Gas Natural al 100%. Desde 2004, las ventas de gas natural en España incluyen las ventas mayoristas de GNL con destino a España que en años anteriores se reportaban en Resto del Mundo. Las cifras de años anteriores han sido reexpresadas, siguiendo el criterio utilizado por Gas Natural SDG, con el fin de permitir una comparación en términos homogéneos con el año 2004.




0

200

400

600

800

1.000

1.200

20052004200320022001


0

300

600

900

1.200

1.500

20052004200320022001

GasEspaña

En España Repsol YPF interviene en todala cadena del gas, desde elaprovisionamiento hasta la distribución ycomercialización de gas natural, a travésde su filial Gas Natural SDG. Repsol YPFmantiene una participación en el grupoGas Natural SDG del 30,847%.

Aprovisionamientos

El gas natural consumido en Españaprocede en su gran mayoría de laimportación, siendo Argelia la principalfuente de aprovisionamiento, si bien en losúltimos años se ha realizado un importanteesfuerzo en materia de diversificación.

El aprovisionamiento de la compañía GasNatural SDG se realiza desde diversasfuentes. El grupo adquiere GNL aproductores de Argelia, Libia, Trinidad yTobago, Nigeria y Oriente Medio y gasnatural a productores de Argelia,Noruega y España.

Un elemento importante en la estrategiade aprovisionamiento del grupo GasNatural SDG es el gasoducto Maghreb-Europa. Este gasoducto de 48 pulgadastenía originalmente una capacidad de 9bcma, y se completó en 1996, y conecta

los campos productores en Hassi R'Melen Argelia con los centros de consumo enEspaña y Europa a través de Marruecos yel estrecho de Gibraltar. A partir de enerode 2005, la capacidad del mismo se haampliado a 11,7 bcma.

Gas Natural SDG participa con un 72,6%de la sociedad Europe-Maghreb PipelineLtd. (EMPL), que posee el derechoexclusivo para operar el tramo delgasoducto Maghreb-Europa que seencuentra en Marruecos y en el Estrechode Gibraltar. El restante 27,4% pertenecea Transgas, una sociedad que distribuyegas natural en Portugal.

Infraestructura

La compañía titular de la mayoría de lainfraestructura de transporte en Españaes Enagas. Tras la OPV realizada en juniode 2002 por Gas Natural SDG, laparticipación de la misma en Enagas havenido disminuyendo. A 31 de diciembrede 2005 la participación era del 12,8% yse ha reducido a menos del 10% enfebrero de 2006.

Distribución y Comercialización

Gas Natural SDG es el mayor distribuidorde gas natural en España, con 5,1 millonesde clientes aproximadamente. La mayorparte de las ventas se realizan al sectorindustrial y de centrales térmicas.

El Gobierno español aprobó el 15 defebrero de 2002 tres órdenes ministerialesque establecen la retribución de lasactividades reguladas del sector gasista, lastarifas de gas natural y los peajes y cánonesde acceso de terceros a las instalacionesgasistas. Este sistema está plenamenteconsolidado y Repsol YPF considera que sehan eliminado las incertidumbres sobre elmarco regulatorio, lo que permite eldesarrollo rentable del sector. El mercado degas natural en España inició un procesogradual de liberalización en 1996, basadoen el concepto de «cliente cualificado» (apartir de cierto nivel de consumo seconsidera que un cliente está «cualificado»para elegir su propio suministrador de gasnatural). El calendario de liberalización delsector del gas natural en España se fueacelerando progresivamente, de forma quedesde el 1 de enero de 2003 todo clientetiene la condición de «cualificado».

La apertura del mercado gasista españolha dado lugar a un trasvase de clientesdel mercado regulado al no regulado, queha alcanzado aproximadamente 27 bcmdurante 2005, lo que equivale a un 83%aproximadamente del mercado español.Las ventas de gas de la compañía GasNatural SDG en el mercado liberalizadodurante 2005 suponen una cuota en elentorno del 49% del mismo. El descensoregistrado en la cuota con respecto al añoanterior, viene motivado por lacompetencia en este mercado.

71ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � GAS Y ELECTRICIDAD

Ventasbcm

EspañaAméricaResto del Mundo

0

5

10

15

20

25

30

35

40

20052004200320022001

Número de clientesMillones

EspañaAméricaResto del Mundo

0

2

4

6

8

10

12

20052004200320022001

América

En América Repsol YPF lleva a cabo laactividad de distribución ycomercialización de gas natural enArgentina, Colombia, Brasil y México.

Distribución y comercialización

Repsol YPF participa a través de GasNatural SDG en la distribución de gasnatural en Argentina, Colombia, Brasil yMéxico a 4,8 millones de clientes a 31 dediciembre de 2005. El grupo participa enla distribución de gas natural en seis delas ciudades latinoamericanas másimportantes: México DF, Monterrey,Santafé de Bogotá, Buenos Aires, Río deJaneiro y Sao Paulo. Los precios alconsumidor final generalmente estánregulados. En Argentina y México existeun mercado de clientes industriales«cualificados» para elegir librementesuministrador a partir de un nivel mínimode consumo.

En Brasil, Repsol YPF distribuye gasnatural en el área metropolitana y en elestado de Río de Janeiro y desde 2000 enla zona sur del estado de Sao Paulo, conun total de 0,7 millones de clientesaproximadamente.

En julio de 2004 Gas Natural SDG cerró laadquisición de la participación de Enronen la Compañía Distribuidora de Gas doRio de Janeiro (CEG) y CEG RIO, tras lacual el Grupo incrementó su presencia endichas sociedades hasta el 54,16% y el72%, respectivamente. El importe totalde la operación fue de aproximadamente129 millones de euros. En julio de 2005Petrobras ejerció la opción de comprasobre el 12,4% de CEG RIO, lo que dejala participación final de Gas Natural SDG

en esa compañía en el 59,6%.

En Colombia distribuye en Bogotá, en elárea Cundi-Boyacense y la región orientaldel país a 1,6 millones de clientes,aproximadamente.

En México, Repsol YPF cuenta con 1,1millones de clientes aproximadamente,estando presente en las ciudades deNuevo Laredo, Saltillo, Toluca, Monterrey,las zonas del Bajío y México DF.

En Argentina Repsol YPF participa através de Gas Natural BAN en ladistribución de gas del norte de BuenosAires, donde cuenta con 1,3 millones declientes aproximadamente. Laparticipación de YPF en Metrogas, quedistribuye en el sur de la ciudad,consolida desde 2002 por puesta enequivalencia.


Ventas de la sociedad Gas Natural SDG en Latinoamérica bcm

2001 2002 2003 2004 2005

Argentina 2,26 2,22 2,49 2,43 2,45Brasil 1,95 2,57 2,55 3,20 3,72México 0,98 1,24 1,39 1,45 1,46Colombia 0,55 0,64 0,72 0,84 0,96

Total Latinoamérica 5,74 6,67 7,15 7,92 8,59

Clientes de la sociedad Gas Natural SDG en Latinoamérica Millones

2001 2002 2003 2004 2005

Argentina 1,2 1,2 1,2 1,3 1,3Brasil 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7México 0,7 0,8 1,0 1,1 1,1Colombia 1,1 1,3 1,4 1,5 1,6

Total Latinoamérica 3,6 3,9 4,2 4,6 4,8

Argentina: 1.289.000 Clientes

Brasil: 745.000 Clientes

Colombia: 1.614.000 Clientes

México: 1.109.000 Clientes

Resto del Mundo

Italia

En Italia, Repsol YPF interviene en ladistribución y comercialización de gasnatural, a través de Gas Natural SDG, ycuenta con 0,3 millones de clientes.

En enero de 2004, Gas Natural SDG firmóla compra de la sociedad de distribuciónBrancato, el primer operador de gasnatural privado de la isla italiana deSicilia. Esta operación representó laentrada del Grupo gasista español en elmercado de distribución de gas de Italia,donde comercializaba gas natural desdeel año 2002.

El Grupo Brancato está formado por tresdistribuidoras, una comercializadora y dosempresas de servicios, que estánpresentes en 73 municipios sicilianos y 3de la región de Abruzzo.

En agosto de 2004, Gas Natural firmó unacuerdo de compra del Grupo Smedigas,integrado por una empresa dedistribución y una de comercialización degas natural que operan en la isla deSicilia.

En septiembre de 2004, Gas Naturalcerró la compra del Grupo Nettis,integrado por seis compañías que operanen el sector del gas, distribuidoras,comercializadoras y empresas deservicios.

Durante el año 2005 Gas Natural SDG

distribuyó y comercializó 1,24 bcm a 0,3millones de clientes en Italia.

73ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � GAS Y ELECTRICIDAD

ElectricidadRepsol YPF participa en proyectos degeneración y comercialización deelectricidad que permiten monetizar lasreservas propias de gas natural yconsolidar su posición “multiutility” enEspaña y Latinoamérica.

España

Por lo que respecta a la generación deelectricidad de Gas Natural SDG, los cicloscombinados en San Roque, de 400 Mw,y de San Adrián de Besós, de 400 Mw yla puesta en marcha durante 2005 de800 Mw en Arrabal y de 1.200 Mw enCartagena, junto con la potenciainstalada en cogeneración y eólica, hanproducido 8.904 Gwh en el año 2005.

Adicionalmente, Repsol YPF tiene cercade 600 Mw de potencia bruta instaladaen España, que correspondeníntegramente a plantas de cogeneraciónde sus Complejos Industriales.Igualmente, Repsol YPF participa con un25% en el capital de BBE, sociedadpropietaria y operadora de un ciclocombinado de 800 Mw en Bilbao.

La compañía, a través de Gas NaturalSDG, además está desarrollando nuevosproyectos de generación en ciclocombinado en España, con el objetivo dealcanzar 4.800 Mw de potencia instalada.

Durante 2005 se ha iniciado laconstrucción de 800 Mw en Plana delVent (Tarragona), lo que indica el fuerteimpulso dado a esta actividad.

En cuanto al negocio de comercializaciónde electricidad, la compañía contaba conuna cuota del mercado eléctricoliberalizado cercana al 7%.

América

En Argentina Repsol YPF tiene 1.839 Mwde potencia bruta instalada. Las plantasde generación de electricidad donde separticipa son: Central Térmica Tucumán(410 Mw), Central Térmica San Miguelde Tucumán (370 Mw), Filo Morado (63Mw) y Central Dock Sud (775 Mw CicloCombinado y 67 Mw turbinas de gas).

Repsol YPF también opera plantas degeneración que consumen gas propio ycuya energía está destinada a abastecernecesidades internas del Grupo, lapotencia instalada supera los 150 Mw.

En Puerto Rico, el Grupo a través de GasNatural SDG tiene un 47,5% deEcoeléctrica, cuyos activos incluyen unacentral de ciclo combinado de 540 Mw yuna planta de regasificación con unacapacidad de 160.000 metros cúbicos porhora.


Tabla de conversionesy Glosario de términos

Tabla de conversiones

A kiloWatio termia kiloJulio kilocaloría pie cúbico metro cúbico 1 barril 1 tonelada 1 toneladahora (100.000) kJ kcal de gas de gas equivalente equivalente GNLkWh btu natural natural de petróleo de petróleo

De ft3 m3 bep tep

kWh 1 0,03412 3.600 859.845 3,3 0,0930 5,9x10-4 8,0x10-5 6,6x10-5

kJ 2.778x10-4 9.478x10-6 1 0,2388 9,1x10-4 2,6x10-5 1,6x10-7 2,2x10-4 1,8x10-8

kcal 1.163x10-3 3.968x10-5 4,1868 1 3,8x10-3 1,1x10-4 6,6x10-7 9,3x10-8 7,6x10-6

Pie cúbico de gas natural 0,3 0,0104 1.097,26 262 1 0,02834 1,7x10-2 2,4x10-6 2,0x10-5

Metro cúbico de gas natural 11 0,367 38.722 9.249 35,31 1 6,1x10-3 8,3x10-4 7,1x10-4

bep 1.700 60 6,3x10-6 1,5x106 5.615 164 1 0,14 0,1tep 12.700 425 4,5x107 1,1x107 42.000 1.200 7,5 1 0,8tonelada GNL 1,5x104 520 5,5x107 1,3x107 52.000 1.400 8,9 1,2 1

1 m3 de gas = 35,3 pies cúbicos de gas 1 barril de crudo = 42 galones (EEUU)1 m3 de gas = 10 termias 1 barril de crudo = 5.615 pies cúbicos std

1 pulgada (in) = 25,4001 mm 1 mm = 0,09337 in1 yarda (yd) = 0,914402 m 1 m = 1,093611 yd1 pie (ft) = 0,304801 m 1 m = 3,28083 ft1 milla (mi) = 1,609347 km 1 km = 0,621370 mi

Glosario de términosTérmino Descripción

ADR American Depositary Receiptbbl Barrilbbld Barril de petróleo por díabcf Mil millones de pies cúbicosbcm Mil millones de metros cúbicosbcma Mil millones de metros cúbicos por añobep Barril equivalente de petróleobepd Barril equivalente de petróleo por díabscf Mil millones de pies cúbicos estándarFCC Fluid Catalytic CrackerGLP Gas Licuado de PetróleoGNL Gas Natural LicuadoGwh Gigawatios por horakbbl Mil barriles de petróleokbbld Mil barriles de petróleo por díakbep Mil barriles de petróleo equivalenteskbepd Mil barriles de petróleo equivalentes por díakg Kilogramokm Kilómetrokm2 Kilómetro cuadradokscf Mil pies cúbicos estándarkt Mil toneladaskta Mil toneladas por añom3 Metro cúbicoMbbl Millón de barrilesMbep Millón de barriles equivalentes de petróleoMm3 Millón de metros cúbicosMm3d Millón de metros cúbicos por díaMscf Millón de pies cúbicos estándarMscfd Millón de pies cúbicos estándar por díaMTBE Metil terbutil éterMtep Millón de toneladas equivalentes de petróleoMw Millón de watiosOP/SM Óxido de propileno/Estireno monómeroPEAD Polietileno de alta densidadPEBD Polietileno de baja densidadscf Pie cúbico estándart Tonelada métricatep Tonelada equivalente de petróleoUSD Dólar americano

76 ÁREAS DE NEGOCIO 2005 � TABLA DE CONVERSIONES Y GLOSARIO DE TÉRMINOS

Este Informe está impreso en papel ecológicoy fabricado mediante procesos respetuosos conel medio ambiente.

Diseño: Gabinete Técnico EcheverríaImpresión: Grupo Monterreina, S.A.Fotocomposición y fotomecánica: Spainfo, S.A.

Depósito Legal: M-00000-2006

Repsol YPF, S.A.

Paseo de la Castellana, 278-28028046 Madrid, España

Av. Roque Sáenz Peña, 777C.P. 1364 Buenos Aires, Argentina

www.repsolypf.com

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