REFINERIA LA PAMPILLA S.A.A. Superintendencia del Mercado ... · La información y desgloses...

REFINERIA LA PAMPILLA S.A.A.

viernes, 04 de mayo de 2018

Sres.

Superintendencia del Mercado de Valores

Presente.-

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

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

Envío de Información Financiera Consolidada de la Empresa Matriz

Empresa Matriz : REPSOL S.A.

Tipo de Información : Trimestral

Periodo : 2018 - 1

Órgano que aprueba : Otros

Fecha de Aprobación : 04/05/2018

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

Archivos aprobados :

- Información Financiera :

Notas 1T 2018 Repsol.pdf

Cordialmente,

HECHO DE IMPORTANCIA : Comunicación de Presentación de EEFF

SUBSIDIARIAS CUYA INFORMACION SE CONSOLIDA

ALBATROS S.A.R.L.

CARBON BLACK ESPAÑOLA, S.A.

GAS NATURAL SDG, S.A.

GASTREAM MEXICO S.A. DE C.V.

PETROLEOS DEL NORTE, S.A. - PETRONOR


REPSOL BOLIVIA S.A.

REPSOL BUTANO S.A.

REPSOL CHILE S.A.

REPSOL EXPLORACION, S.A.

REPSOL GESTION DE DIVISA SL

REPSOL INTERNATIONAL FINANCE B.V.

REPSOL ITALIA, SPA

REPSOL LUSITANIA, S.L.

REPSOL NUEVAS ENERGIAS S.A.

REPSOL PERU B.V.

REPSOL PETROLEO, S.A.

REPSOL PORTUGUESA, S.A.

REPSOL QUIMICA, S.A.

REPSOL SINOPEC BRASIL S.A.

REPSOL TESORERIA Y GESTION FINANCIERA S.A.

Repsol Trading S.A.

THE REPSOL COMPANY OF PORTUGAL LTD.

PABLO DE LA CRUZ OCHOA HUAMANCHUMO

REPRESENTANTE BURSATIL


4 de Mayo de 2018

Resultados 1T 2018

Resultados 1T 2018

1

ÍNDICE

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

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

PRINCIPALES HITOS DEL PRIMER TRIMESTRE 2018 ................................................................ 4

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

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

DOWNSTREAM ................................................................................................................................................................... 8

CORPORACIÓN Y OTROS ................................................................................................................................................ 9

ANÁLISIS DE RESULTADOS: RESULTADOS ESPECÍFICOS....................................................... 10

RESULTADOS ESPECÍFICOS ........................................................................................................................................ 10

ANÁLISIS DE FLUJOS DE EFECTIVO: ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO AJUSTADO ............ 11

ANÁLISIS DE DEUDA NETA: EVOLUCIÓN DE LA DEUDA NETA ............................................... 12

HECHOS DESTACADOS .............................................................................................................. 13

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

MAGNITUDES OPERATIVAS ........................................................................................................................................ 22

ANEXO II – ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ............................................................. 25

ANEXO III – CONCILIACIÓN MAGNITUDES NON-GAAP A NIIF ................................................ 29

Resultados 1T 2018

2

BASES DE PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN

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

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

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

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

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

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

Los segmentos de operación del Grupo son:

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

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

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

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

resultados y los ajustes de consolidación intersegmento.

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

Repsol presenta los resultados de los segmentos incluyendo los negocios conjuntos1 y otras sociedades

gestionadas2 operativamente como tales, de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo,

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

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

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

resultados para la toma de decisiones.

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

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

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

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

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

otros.

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

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

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

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

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

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

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

1 Los negocios conjuntos en el modelo de presentación de los resultados de los segmentos se consolidan proporcionalmente de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo. Véase la Nota 12 del Anexo III de las Cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2017, donde se identifican los principales negocios conjuntos del Grupo. 2 Corresponde a Petrocarabobo, S.A. (Venezuela), entidad asociada del Grupo.

Resultados 1T 2018

3

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

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

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

la normativa contable europea.

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

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

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

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

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

forma independiente, netos de impuestos y minoritarios.

Tras el acuerdo alcanzado el 22 de febrero de 2018 para la venta de la participación del 20,072% en Gas

Natural, sus resultados hasta dicha fecha se han clasificado como operaciones interrumpidas dentro de

“Resultados específicos”, anteriormente clasificados en Corporación y otros, re-expresándose las

magnitudes comparativas respecto a los publicadas en los Estados financieros intermedios del primer

trimestre de 2017. Adicionalmente, y para magnitudes de balance como el capital empleado, el importe

correspondiente a inversión en Gas Natural no se ha considerado en su cálculo al encontrarse clasificada

en el epígrafe “Activos no corrientes mantenidos para la venta” del balance de situación consolidado.

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

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

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

la Unión Europea (NIIF-UE).

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

figuran en los Estados Financieros Consolidados (NIIF-UE).

La información y desgloses relativos a las MAR3 utilizadas en la presente Nota de Resultados del primer

trimestre de 2018 se incluyen en el Anexo III “Medidas Alternativas de rendimiento” de los Estados

Financieros Intermedios consolidados correspondientes al 1T 2018 y en la Página web de Repsol.

Repsol publica hoy los Estados Financieros Intermedios del primer trimestre de 2018, y estarán

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

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

Resultados 1T 2018

4

PRINCIPALES MAGNITUDES (Cifras no auditadas)

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

PRINCIPALES HITOS DEL PRIMER TRIMESTRE 2018

El resultado neto ajustado del primer trimestre de 2018 ascendió a 616 M€, un 8% superior

respecto al mismo periodo del año anterior. El resultado neto alcanzó 610 M€, un 11% inferior respecto al primer trimestre de 2017.

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

o El resultado neto ajustado de Upstream se ha situado en 320 M€, un 43% superior al del mismo

trimestre de 2017, debido principalmente a los mayores precios de realización de crudo y gas, el

incremento en la producción y a unas menores tasas de amortización. Estos efectos fueron

parcialmente compensados por unos mayores gastos de exploración, el impacto de la

Resultados (millones de euros) 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

Upstream 224 145 320 42,9

Downstream 500 446 425 (15,0)

Corporación y Otros (154) (3) (129) 16,2

RESULTADO NETO AJUSTADO 570 588 616 8,1

Efecto Patrimonial 84 154 (9) -

Resultado Específico 35 (204) 3 (91,4)

RESULTADO NETO 689 538 610 (11,5)

Magnitudes económicas (millones de euros) 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

EBITDA 1.844 2.008 1.804 (2,2)

EBITDA CCS 1.731 1.799 1.816 4,9

INVERSIONES 557 1.093 598 7,4

DEUDA NETA 8.345 6.267 6.836 (18,1)

DEUDA NETA / EBITDA A CCS (x) 1,21 0,87 0,94 (21,9)

Magnitudes operativas 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS (Miles de bbl/d) 258 257 269 4,0

PRODUCCIÓN DE GAS (*) (Millones scf/d) 2.442 2.572 2.571 5,3

PRODUCCIÓN TOTAL (Miles de bep/d) 693 715 727 4,8

PRECIO DE REALIZACIÓN DE CRUDO ($/Bbl) 49,4 56,6 60,9 23,2

PRECIO DE REALIZACIÓN GAS ($/Miles scf) 3,1 3,0 3,5 12,9

UTILIZACIÓN DESTILACIÓN REFINO ESPAÑA (%) 86,9 97,1 92,5 5,6

UTILIZACIÓN CONVERSIÓN REFINO ESPAÑA (%) 97,0 113,1 104,4 7,4

INDICADOR MARGEN DE REFINO ESPAÑA ($/Bbl) 7,1 6,9 6,6 (7,0)

Resultados 1T 2018

5

depreciación del dólar frente al euro y a unos mayores impuestos asociados a los mayores

resultados.

o En Downstream, el resultado neto ajustado fue de 425 M€, un 15% inferior al del mismo período

del año anterior debido principalmente a la menor contribución de los negocios industriales. En

Refino, debido a los menores márgenes y al efecto de la depreciación del dólar frente al euro, y en

Química, como resultado de un entorno más adverso y a las actividades de mantenimiento

llevados a cabo en Sines y Tarragona. Estos efectos fueron compensados parcialmente por los

mejores resultados en los negocios de Trading y Gas & Power, GLP y Marketing.

o En Corporación y otros, el resultado neto ajustado fue -129 M€, un 16% superior al del mismo

periodo de 2017, debido a unos menores costes corporativos, mayores resultados por posiciones

de tipo de cambio y unos menores gastos por intereses financieros.

La producción media en Upstream alcanzó 727 Kbep/d en el primer trimestre de 2018, lo que supone

un incremento de 33 Kbep/d con respecto al mismo periodo de 2017. Este incremento es debido

principalmente al ramp-up de la producción en Libia, la puesta en marcha de Juniper (Trinidad y

Tobago), Shaw y Cayley (Reino Unido), Reggane (Argelia), Kinabalu (Malasia) así como la adquisición

del campo Visund (Noruega). Todo ello compensado por la venta del campo SK (Rusia) y Ogan

Komering (Indonesia).

El EBITDA a CCS en el primer trimestre de 2018 fue de 1.816 M€, un 5% superior en comparación con

el mismo periodo de 2017.

La deuda neta del Grupo a cierre del primer trimestre de 2018 se situó en 6.836 M€, 569 M€ superior

respecto al cierre del cuarto trimestre de 2017, principalmente debido a la realización de operaciones

de mercado con acciones propias, en relación con la reducción de capital propuesta a la próxima Junta

General. Al final del primer trimestre del 2018 el ratio de deuda neta sobre capital empleado se situó

en el 20,8%.

Resultados 1T 2018

6

ANÁLISIS DE RESULTADOS POR SEGMENTOS

UPSTREAM (Cifras no auditadas)

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

El resultado neto ajustado de Upstream se ha situado en 320 M€, un 43% superior al del mismo trimestre

de 2017, debido principalmente a los mayores precios de realización de crudo y gas, el incremento en la

producción y a unas menores tasas de amortización. Estos efectos fueron parcialmente compensados por

unos mayores gastos de exploración, el impacto de la depreciación del dólar frente al euro y mayores

impuestos asociados a los mayores resultados.


1T17/1T18

RESULTADO NETO AJUSTADO 224 145 320 42,9

Resultado de las operaciones 335 326 555 65,7

Impuesto sobre beneficios (115) (191) (238) (107,0)

Resultado de participadas y minoritarios 4 10 3 (25,0)

EBITDA 921 1.086 1.101 19,5

INVERSIONES 438 716 452 3,2

TIPO IMPOSITIVO EFECTIVO (%) 34 58 43 9,0

Cotizaciones internacionales 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

Brent ($/Bbl) 53,7 61,3 66,8 24,4

WTI ($/Bbl) 51,8 55,3 62,9 21,5

Henry Hub ($/MBtu) 3,3 2,9 3,0 (9,4)

Tipo de cambio medio ($/€) 1,06 1,18 1,23 15,4

Precios de realización 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

CRUDO ($/Bbl) 49,4 56,6 60,9 23,2

GAS ($/Miles scf) 3,1 3,0 3,5 12,9

Exploración (*) 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

G&A y amortización de bonos y sondeos secos 56 247 143 155,4

Producción 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

LÍQUIDOS (Miles de bbl/d) 258 257 269 4,0

GAS (**) (Millones scf/d) 2.442 2.572 2.571 5,3

TOTAL (Miles de bep/d) 693 715 727 4,8

Resultados 1T 2018

7

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

mismo trimestre del año anterior son:

Los mayores precios de realización de crudo y gas han tenido un efecto positivo en el resultado operativo de 320 M€.

Los mayores volúmenes, ha contribuido positivamente al resultado operativo en 106 M€.

Las mayores regalías, han contribuido negativamente al resultado operativo en 50 M€.

La depreciación del dólar con respecto el euro ha contribuido negativamente en el resultado operativo en 86 M€.

La actividad exploratoria, excluyendo el efecto tipo de cambio, ha tenido un impacto negativo en el resultado operativo de 109 M€, debido principalmente a una mayor amortización de pozos secos y bonos y a unos mayores costes de geología y geofísica (G&G).

Las amortizaciones fueron 60 M€ inferiores debido principalmente al impacto que ha tenido la aplicación de la nueva fórmula de cálculo de las amortizaciones de activos productivos.

Los impuestos sobre beneficios han impactado negativamente el resultado neto en 123 M€ como consecuencia de un mayor resultado operativo.

Los resultados de sociedades participadas y minoritarios, y otros costes explican las diferencias restantes.

La producción media en Upstream alcanzó 727 Kbep/d en el primer trimestre de 2018, lo que supone un

incremento de 33 Kbep/d con respecto al mismo periodo de 2017. Este incremento es debido

principalmente al ramp-up de la producción en Libia, la puesta en marcha de Juniper (Trinidad y Tobago),

Shaw y Cayley (Reino Unido), Reggane (Argelia), Kinabalu (Malasia) así como la adquisición del campo

Visund (Noruega). Todo ello compensado por la venta del campo SK (Rusia) y Ogan Komering (Indonesia).

Durante el primer trimestre de 2018, se finalizaron seis pozos de los cuales uno fue declarado positivo

mientras que los cinco restantes fueron declarados negativos.

Inversiones de Explotación

Las inversiones de explotación en Upstream en el primer trimestre de 2018 ascendieron a 452 M€, 14 M€

mayores que el primer trimestre del 2017.

Las inversiones en desarrollo representaron un 65% de la inversión total y se realizaron principalmente en

Estados Unidos (23%), Canadá (22%), Vietnam (11%), Trinidad y Tobago (9%), Noruega (9%), Malasia (7%)

e Indonesia (4%); las inversiones en exploración representaron un 10% del total y se realizaron

fundamentalmente en Bolivia (17%), Gabón (17%), Rumania (16%), Indonesia (12%), Rusia (12%), Trinidad

y Tobago (11%) y Estados Unidos (10%).

Adicionalmente, las inversiones restantes (25%) corresponden principalmente a la adquisición de nuevos

activos en Noruega (Visund).

Resultados 1T 2018

8

DOWNSTREAM (Cifras no auditadas)

El resultado neto ajustado del Downstream en el primer trimestre de 2018 ha ascendido a 425 M€, un

15% inferior al del primer trimestre de 2017.

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

de este año frente al del año anterior son:

En Refino, el resultado operativo fue inferior en 87 M€ con respecto al mismo periodo del año pasado,

debido a unos menores márgenes. La mayor fortaleza de los diferenciales de destilados medios no fue

capaz de compensar los mayores costes de energía y el estrechamiento de los diferenciales en las

gasolinas.


1T17/1T18

RESULTADO NETO AJUSTADO 500 446 425 (15,0)

Resultado de las operaciones 663 547 558 (15,8)

Impuesto sobre beneficios (164) (99) (136) 17,1

Resultado de participadas y minoritarios 1 (2) 3 200,0

RESULTADO NETO RECURRENTE A MIFO 584 600 416 (28,8)

Efecto patrimonial 84 154 (9) -

EBITDA 961 964 733 (23,7)

EBITDA CCS 848 755 745 (12,1)

INVERSIONES 114 360 138 21,1

TIPO IMPOSITIVO EFECTIVO (%) 25 18 24 1,0

Magnitudes operativas 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

INDICADOR MARGEN DE REFINO ESPAÑA ($/Bbl) 7,1 6,9 6,6 (7,0)

UTILIZACIÓN DESTILACIÓN REFINO ESPAÑA (%) 86,9 97,1 92,5 5,6

UTILIZACIÓN CONVERSIÓN REFINO ESPAÑA (%) 97,0 113,1 104,4 7,4

VENTAS DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (Miles de toneladas) 12.064 13.323 12.096 0,3

VENTAS DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (Miles de toneladas) 712 708 688 (3,4)

VENTAS DE GLP (Miles de toneladas) 436 378 437 0,3

COMERCIALIZACIÓN GN NORTEAMÉRICA (TBtu) 155,4 120,5 142,8 (8,1)

Cotizaciones internacionales ($/Mbtu) 1T 2017 4T 2017 1T 2018% Variación

1T17/1T18

Henry Hub 3,3 2,9 3,0 (9,4)

Algonquin 4,4 5,3 8,0 80,6

Resultados 1T 2018

9

En Química, el escenario más adverso, por los menores precios de mercado del estireno y el

butadieno, junto con las actividades de mantenimiento en los complejos de Sines y Tarragona tuvieron

un impacto negativo en el resultado operativo de 88 M€.

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

superior en 63 M€ con respecto al primer trimestre de 2017 principalmente por los mayores márgenes

tanto en el segmento regulado como en el no regulado, por unas mayores ventas debido a las

condiciones climáticas en el negocio de GLP y unas mayores ventas en el negocio de Marketing.

En Trading y Gas & Power, el resultado operativo fue 53 M€ superior al del primer trimestre del 2017.

Los mayores resultados en Gas & Power, gracias a mayores márgenes debido a un clima más frío y una

mayor volatilidad en los precios del gas, compensaron la menor contribución del negocio de Trading.

La depreciación del dólar con respecto el euro ha contribuido negativamente en el resultado operativo en 73 M€.

Los resultados de otras actividades, de sociedades participadas y minoritarios, y los impuestos explican el resto de la variación.

Inversiones de Explotación

Las inversiones de explotación en Downstream en el primer trimestre de 2018 ascendieron a 138 M€, 24

M€ superiores a las del mismo periodo del 2017.

CORPORACIÓN Y OTROS (Cifras no auditadas)

CORPORACIÓN Y AJUSTES

El resultado de Corporación y ajustes en el primer trimestre de 2018 ascendió a -56 M€ en línea con el

mismo periodo del año anterior.


1T17/1T18

RESULTADO NETO AJUSTADO (154) (3) (129) 16,2

Resultado de Corporación y ajustes (56) (66) (56) -

Resultado financiero (155) (17) (114) 26,5

Impuesto sobre beneficios 57 82 41 (28,1)

Resultado de participadas y minoritarios - (2) - -

EBITDA (38) (42) (30) 21,1

INTERESES NETOS (95) (82) (72) 24,2

INVERSIONES 5 17 8 60,0

TIPO IMPOSITIVO EFECTIVO (%) (27) (98) (24) 3,0

Resultados 1T 2018

10

RESULTADO FINANCIERO

El resultado financiero del primer trimestre de 2018 fue de -114 M€, comparados con los -155 M€ en el

primer trimestre de 2017 debido principalmente al impacto positivo de las posiciones de tipo de cambio y

a unos menores gastos por intereses financieros.

ANÁLISIS DE RESULTADOS: RESULTADOS ESPECÍFICOS

RESULTADOS ESPECÍFICOS (Cifras no auditadas)

Los resultados específicos en el primer trimestre de 2018 se situaron en 3 M€ en comparación con los 35

M€ del mismo periodo en 2017.

Tras el acuerdo alcanzado el 22 de febrero de 2018 para la venta de la participación del 20,072% en Gas

Natural, los resultados asociados reconocidos en las cuentas han sido clasificados como operaciones

interrumpidas dentro de “Resultados específicos”, anteriormente clasificados en Corporación y otros, re-

expresándose las magnitudes comparativas respecto a los publicadas en los Estados financieros

intermedios del primer trimestre de 2017. En el primer trimestre de 2018 los resultados ascendieron a 68

M€ en comparación a los 60 M€ en el mismo periodo del 2017.


1T17/1T18

Desinversiones 18 (72) 2 (88,9)

Reestructuración de plantilla (4) (12) (2) 50,0

Deterioros (28) (612) (2) 92,9

Provisiones y otros (11) 377 (63) (472,7)

Operaciones interrumpidas 60 115 68 13,3

RESULTADOS ESPECÍFICOS 35 (204) 3 (91,4)

Resultados 1T 2018

11

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

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

(Cifras no auditadas)

(1) Incluye un efecto inventario antes de impuestos de -13 M€ y 113 M€ para 2018 y 2017, respectivamente.

2017 2018

I. FLUJO DE CAJA DE LAS OPERACIONES

EBITDA A CCS 1.731 1.816

Cambios en el capital corriente (762) (568)

Cobros de dividendos 3 0

Cobros/(pagos) por impuesto de beneficios (129) (202)

Otros cobros/(pagos) de actividades de explotación (126) (127)

717 919

II. FLUJO DE CAJA DE ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

Pagos por inversiones (610) (608)

Cobros por desinversiones 13 8

(597) (600)

FLUJO DE CAJA LIBRE (I. + II.) 120 319

Pagos por dividendos y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio (138) (196)

Intereses netos (233) (185)

Autocartera (165) (404)

CAJA GENERADA EN EL PERIODO (416) (466)

Actividades de financiación y otros (537) (308)

AUMENTO/(DISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES (953) (774)

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 4.918 4.820

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 3.965 4.046

ENERO - MARZO

(1)

Resultados 1T 2018

12

ANÁLISIS DE DEUDA NETA: EVOLUCIÓN DE LA DEUDA NETA

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


(1) Incluye un efecto de inventario antes de impuestos de -13 millones de euros y 113 millones de euros para el primer trimestre de 2018 y primer trimestre de 2017, respectivamente. (2) Incluye principalmente adquisición de acciones propias (en la relación con la reducción de capital que será propuesta en la próxima Junta General), gastos de interés en préstamos, dividendos recibidos, aplicación de provisiones y efectos de adquisición/venta de sociedades.

La deuda neta del Grupo a cierre del primer trimestre de 2018 se situó en 6.836 M€, 569 M€ superior

respecto al cierre del cuarto trimestre de 2017, principalmente debido a la realización de operaciones de

mercado con acciones propias, en relación con la reducción de capital propuesta a la próxima Junta

General. Al final del primer trimestre del 2018 el ratio de deuda neta sobre capital empleado se situó en

el 20,8%.

La liquidez del Grupo a cierre del primer trimestre de 2018 se sitúo aproximadamente en 6.500 M€

(incluyendo las líneas de créditos comprometidas no dispuestas) lo que supone aproximadamente 1,33

veces los vencimientos de deuda bruta en el corto plazo.

EVOLUCIÓN DE LA DEUDA NETA (Millones de euros) 1T 2018

DEUDA NETA GRUPO AL INICIO DEL PERIODO 6.267

EBITDA A CCS (1.816)

VARIACIÓN FONDO DE MANIOBRA COMERCIAL (1) 568

COBROS / PAGOS POR IMPUESTOS DE BENEFICIOS 202

INVERSIONES NETAS 600

DIVIDENDOS Y REMUNERACIONES DE OTROS INSTRUMENTOS DE PATRIMONIO 196

EFECTO TIPO DE CAMBIO (24)

INTERESES Y OTROS MOVIMIENTOS (2) 843

DEUDA NETA AL CIERRE DEL PERIODO 6.836

2018

CAPITAL EMPLEADO OP. CONT. (M€) 32.829

DEUDA NETA / CAPITAL EMPLEADO OP. CONT. (%) 20,8

ROACE (%) 8,3

DEUDA NETA / EBITDA A CCS (x) 0,94

Resultados 1T 2018

13

HECHOS DESTACADOS

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

relacionados con la Compañía han sido los siguientes:

En Upstream, el 15 de Marzo Repsol anunció la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio Lorito-

1, localizado en el bloque CPO-9 (Ecopetrol: 55% WI y operador; Repsol: 45%) situado en la cuenca de

Llanos. Actualmente se están llevando a cabo trabajos para probar los resultados del pozo. Lorito-1 es

parte de los proyectos de exploración en el bloque CPO-9, donde la primera fase del proyecto de

desarrollo de Akacias (descubierto en 2010) ha sido aprobado en 2018.

El 27 de Marzo la CNH (Comisión Nacional de Hidrocarburos) de México anunció los resultados de la

licitación de la Ronda 3.1 en aguas someras del Golfo de México en la cual Repsol obtuvo los derechos de

exploración de las Áreas 5 y 12 situadas en la Cuenca de Burgos. En ambos casos, el compromiso de

trabajo mínimo incluye la realización de campañas de adquisición sísmica en el periodo 2019-2022.

El 29 de Marzo, la ANP (Agencia Nacional del Petróleo) en Brasil anunció los ganadores de la Ronda BR-15,

en la que se pusieron a subasta 70 bloques. Repsol, obtuvo 3 nuevos bloques exploratorios con una

participación del 40%, en todos ellos en asociación con Chevron (40%) y Wintershall (20%). Dos de los

bloques están en la Cuenca de Campos (C-M-821 y 823) y serán operados por Repsol y el tercero (S-M-

764) se encuentra en la Cuenca de Santos y será operado por Chevron.

En Downstream, el 12 de Marzo Repsol inauguró sus primeras estaciones de servicio en México, con las

que inicia un proyecto de largo plazo cuyo objetivo es abrir 200-250 estaciones de servicio al año hasta

alcanzar una cuota de mercado del 8-10% en los próximos 5 años. La compañía prevé realizar una

inversión cercana a los 400 millones de euros, sin tener en cuenta el desarrollo de infraestructuras, lo que

demuestra su compromiso con el país y su voluntad de convertirse en un actor relevante en el mercado

energético mexicano. La compañía espera finalizar el 2018 con 200 estaciones de servicio en el país,

ofreciendo los más altos estándares de calidad, confianza y transparencia característicos del servicio que

presta Repsol.

En Corporación, el 23 de Marzo, en relación con el hecho relevante comunicado el 22 de febrero,

referente al acuerdo alcanzado con Rioja Bidco Shareholdings, S.L.U. (“Rioja”), para la venta de

200.858.658 acciones de Gas Natural SDG, S.A. (“Gas Natural”), representativas de, aproximadamente, un

20,072% del capital social de Gas Natural, Rioja ha comunicado su renuncia a la condición consistente en

la firma por su parte de un contrato entre accionistas con Criteria Caixa, S.A.U. y GIP III Canary 1 S.à r.l.,

para el cierre de la compraventa.

El 4 de Abril el Consejo de Administración de Repsol acordó convocar la Junta General Ordinaria de

Accionistas de la compañía, que se celebrará, previsiblemente en segunda convocatoria el 11 de mayo, en

el Palacio Municipal de Congresos, Avenida de la Capital de España-Madrid, Campo de las Naciones, de

Madrid.

En relación a la retribución al accionista, y dentro de los puntos cuarto y quinto del Orden del Día, el

Consejo de Administración de Repsol, S.A. ha acordado proponer a la Junta General Ordinaria la

continuación del Programa “Repsol Dividendo Flexible” en sustitución del dividendo complementario del

ejercicio 2017 y del dividendo a cuenta del ejercicio 2018.

Resultados 1T 2018

14

En particular, el Consejo de Administración ha aprobado someter a la Junta General Ordinaria, dentro del

punto cuarto del Orden del Día, en sustitución del dividendo complementario del ejercicio 2017, una

propuesta de ampliación de capital con cargo a reservas voluntarias procedentes de beneficios no

distribuidos, equivalente a una retribución de unos 0,50 euros brutos por acción. La Compañía tiene

previsto implementar la referida ampliación de capital liberada durante los próximos meses de junio y

julio de 2018, y que el último día de negociación de las acciones de Repsol, S.A. con derecho a participar

en el Programa “Repsol Dividendo Flexible” (last trading date) sea el próximo 15 de junio de 2018.

Además, el Consejo propondrá a la Junta General de Accionistas una reducción del capital social, mediante

la amortización de acciones propias, por un volumen equivalente a las acciones que se emitan en 2018

con motivo de los scrip dividend.

El 4 de Abril, Repsol publicó el “Trading Statement”, documento que proporciona información provisional

correspondiente al primer trimestre de 2018, incluyendo datos sobre el entorno económico y datos

operativos de la compañía durante el periodo.

Madrid, 4 de Mayo de 2018

Hoy 4 de Mayo de 2018 a las 12:00 horas (CET), tendrá lugar una teleconferencia para analistas e

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

al primer trimestre 2018. La teleconferencia podrá seguirse en directo por los accionistas y por cualquier

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

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

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

http://www.repsol.com/


Resultados 1T 2018

15

ANEXO I - INFORMACIÓN FINANCIERA Y

MAGNITUDES OPERATIVAS POR SEGMENTOS

1er TRIMESTRE 2018

Resultados 1T 2018

16


Resultado de

las

operaciones

Resultado

financiero

Impuesto

sobre

beneficios

Resultado de

participadas y

minoritarios

Resultado

neto ajustado

Efecto

Patrimonial

Resultados

Específicos

Resultado

Neto

Upstream 335 - (115) 4 224 - (42) 182

Downstream 663 - (164) 1 500 84 19 603

Corporación y otros (56) (155) 57 - (154) - 58 (96)

TOTAL 942 (155) (222) 5 570 84 35 689

TOTAL RESULTADO NETO 35 689

Resultado de

las

operaciones

Resultado

financiero

Impuesto

sobre

beneficios

Resultado de

participadas y

minoritarios

Resultado

neto ajustado

Efecto

Patrimonial

Resultados

Específicos

Resultado

Neto

Upstream 326 - (191) 10 145 - (143) 2

Downstream 547 - (99) (2) 446 154 (142) 458

Corporación y otros (66) (17) 82 (2) (3) - 81 78

TOTAL 807 (17) (208) 6 588 154 (204) 538

TOTAL RESULTADO NETO (204) 538

Resultado de

las

operaciones

Resultado

financiero

Impuesto

sobre

beneficios

Resultado de

participadas y

minoritarios

Resultado

neto ajustado

Efecto

Patrimonial

Resultados

Específicos

Resultado

Neto

Upstream 555 - (238) 3 320 - (57) 263

Downstream 558 - (136) 3 425 (9) (3) 413

Corporación y otros (56) (114) 41 - (129) - 63 (66)

TOTAL 1.057 (114) (333) 6 616 (9) 3 610

TOTAL RESULTADO NETO 3 610

PRIMER TRIMESTRE 2018Millones de euros

Millones de euros

Millones de euros

PRIMER TRIMESTRE 2017

CUARTO TRIMESTRE 2017

RESULTADOS POR SEGMENTOS DE NEGOCIO

Resultados 1T 2018

17


1T17 4T17 1T18

UPSTREAM 335 326 555

Europa, África y Brasil 170 292 372

Latinoamerica - Caribe 178 189 197Norteamérica (11) 12 77Asia y Rusia 86 65 94

Exploración y Otros (88) (232) (185)

DOWNSTREAM 663 547 558Europa 578 585 475Resto del Mundo 85 (38) 83

CORPORACIÓN Y OTROS (56) (66) (56)

TOTAL 942 807 1.057

DATOS TRIMESTRALES

Millones de euros

RESULTADO DE LAS OPERACIONES POR SEGMENTO Y ÁREA GEOGRÁFICA

Resultados 1T 2018

18


1T17 4T17 1T18


Europa, África y Brasil 82 135 176

Latinoamerica - Caribe 106 120 168Norteamérica (10) 7 60Asia y Rusia 53 49 57Exploración y Otros (7) (166) (141)

DOWNSTREAM 500 446 425Europa 446 471 361Resto del Mundo 54 (25) 64


TOTAL 570 588 616

Millones de euros

DATOS TRIMESTRALES

RESULTADO NETO AJUSTADO POR SEGMENTO Y ÁREA GEOGRÁFICA

Resultados 1T 2018

19


1T17 4T17 1T18

UPSTREAM 921 1.086 1.101

Europa, África y Brasil 299 434 484Latinoamerica - Caribe 311 336 323Norteamérica 182 182 165Asia y Rusia 195 159 183Exploración y Otros (66) (25) (54)

DOWNSTREAM (1) 961 964 733

Europa 857 969 626Resto del Mundo 104 (5) 107


TOTAL 1.844 2.008 1.804

DOWNSTREAM 848 755 745

TOTAL 1.731 1.799 1.816

(1) EBITDA CCS M€

Millones de euros

DATOS TRIMESTRALES

EBITDA POR SEGMENTO Y ÁREA GEOGRÁFICA

Resultados 1T 2018

20


1T17 4T17 1T18


Europa, África y Brasil 91 168 153Latinoamerica - Caribe 162 101 44Norteamérica 115 196 141

Asia y Rusia 29 65 66Exploración y Otros 41 186 48

DOWNSTREAM 114 360 138Europa 100 291 101Resto del Mundo 14 69 37

CORPORACIÓN Y OTROS 5 17 8

TOTAL 557 1.093 598

Millones de euros

DATOS TRIMESTRALES

INVERSIONES DE EXPLOTACIÓN POR SEGMENTO Y ÁREA GEOGRÁFICA

Resultados 1T 2018

21


4T17 1T18

Upstream 21.612 21.063

Downstream 9.749 9.960

Corporación y otros 1.745 1.806

TOTAL CAPITAL EMPLEADO33.106 32.829

Capital empleado op. Interrumpidas3.224 3.291

TOTAL36.330 36.120

1T18

ROACE (%) 8,3

ROACE a CCS (%) 8,6

Millones de euros

ACUMULADO

CAPITAL EMPLEADO POR SEGMENTO DE NEGOCIO

Resultados 1T 2018

22

MAGNITUDES OPERATIVAS

1er TRIMESTRE 2018

Resultados 1T 2018

23

Unidad 1T 2017 2T 2017 3T 2017 4T 2017Enero-

Diciembre

2017

1T 2018% Variación

2018/2017

PRODUCCION DE HIDROCARBUROS K Bep/día 693 677 693 715 695 727 4,8

Producción de Líquidos K Bep/día 258 253 252 257 255 269 4,0

Europa, Africa y Brasil K Bep/día 121 120 123 127 123 139 15,1

Latam y Caribe K Bep/día 60 59 58 56 58 52 (12,9)

Norteamérica K Bep/día 51 49 48 49 49 50 (1,8)

Asia y Rusia K Bep/día 27 25 24 26 25 28 2,7

Producción de Gas Natural K Bep/día 435 424 441 458 440 458 5,3

Europa, Africa y Brasil K Bep/día 15 15 16 18 16 28 82,5

Latam y Caribe K Bep/día 229 229 243 254 239 249 8,7

Norteamérica K Bep/día 125 123 123 129 125 128 2,2

Asia y Rusia K Bep/día 65 57 59 57 60 53 (18,6)

Producción de Gas Natural Millones scf/d 2.442 2.381 2.477 2.572 2.468 2.571 5,3

MAGNITUDES OPERATIVAS DE UPSTREAM

Resultados 1T 2018

24

Unidad 1T 2017 2T 2017 3T 2017 4T 2017

Enero-

Diciembre

2017

1T 2018% Variación

2018/2017

CRUDO PROCESADO M tep 10,9 11,6 12,4 12,3 47,4 11,6 5,7

Europa M tep 9,6 10,2 11,1 11,0 41,9 10,2 6,5

Resto del Mundo M tep 1,3 1,4 1,3 1,4 5,4 1,3 (0,2)

VENTAS DE PROD.PETROLÍFEROS Kt 12.064 13.007 13.442 13.323 51.836 12.096 0,3

Ventas Europa Kt 10.473 11.321 11.711 11.576 45.081 10.434 (0,4)

Marketing Propio Kt 5.042 5.287 5.543 5.314 21.186 5.250 4,1

Productos claros Kt 4.280 4.478 4.632 4.478 17.868 4.397 2,7

Otros productos Kt 762 809 911 836 3.318 853 11,9

Resto Ventas Mercado Nacional Kt 2.081 2.044 2.227 2.119 8.471 2.259 8,6

Productos claros Kt 2.035 1.996 2.162 2.064 8.257 2.216 8,9

Otros productos Kt 46 48 65 55 214 43 (6,5)

Exportaciones Kt 3.350 3.990 3.941 4.143 15.424 2.925 (12,7)

Productos claros Kt 1.172 1.580 1.734 1.947 6.433 1.147 (2,1)

Otros productos Kt 2.178 2.410 2.207 2.196 8.991 1.778 (18,4)

Ventas Resto del Mundo Kt 1.591 1.686 1.731 1.747 6.755 1.662 4,5

Marketing Propio Kt 523 566 605 594 2.288 599 14,5

Productos claros Kt 481 502 543 551 2.077 550 14,3

Otros productos Kt 42 64 62 43 211 49 16,7

Resto Ventas Mercado Nacional Kt 353 327 356 357 1.393 331 (6,2)

Productos claros Kt 288 273 291 291 1.143 256 (11,1)

Otros productos Kt 65 54 65 66 250 75 15,4

Exportaciones Kt 715 793 770 796 3.074 732 2,4

Productos claros Kt 215 147 214 164 740 158 (26,5)

Otros productos Kt 500 646 556 632 2.334 574 14,8

QUÍMICA

VENTAS PROD. PETROQUIMICOS Kt 712 695 740 708 2.855 688 (3,4)

Europa Kt 609 581 640 583 2.412 581 (4,6)

Básica Kt 215 206 245 226 893 238 10,7

Derivada Kt 393 374 395 357 1.519 343 (12,9)

Resto del Mundo Kt 104 114 100 125 443 108 3,9

Básica Kt 19 17 22 27 85 30 58,3

Derivada Kt 85 98 78 98 358 77 (8,4)

GLP

GLP comercializado Kt 436 315 247 378 1.375 437 0,3

Europa Kt 430 310 242 373 1.356 431 0,0

Resto del Mundo Kt 5 5 4 4 19 6 19,7

Resto Ventas Mercado Nacional: Incluye ventas a operadores y bunker.

Exportaciones: Se expresan desde el país de origen.

MAGNITUDES OPERATIVAS DE DOWNSTREAM

Resultados 1T 2018

25

ANEXO II – ESTADOS FINANCIEROS

CONSOLIDADOS

1er TRIMESTRE 2018

Resultados 1T 2018

26

(Millones de euros)

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

DICIEMBRE MARZO

2017 2018

ACTIVO NO CORRIENTE

Fondo de Comercio 2.764 2.784

Otro inmovilizado intangible 1.820 1.783

Inmovilizado material 24.600 24.285

Inversiones inmobiliarias 67 67

Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación 9.268 5.939

Activos financieros no corrientes:

Instrumentos financieros no corrientes 1.920 1.633

Otros 118 119

Activos por impuestos diferidos 4.057 3.836

Otros activos no corrientes 472 422

ACTIVO CORRIENTE

Activos no corrientes mantenidos para la venta 22 3.315

Existencias 3.797 4.347

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 5.912 5.348

Otros activos corrientes 182 202

Otros activos financieros corrientes 257 286

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4.601 3.824

TOTAL ACTIVO 59.857 58.190

PATRIMONIO NETO TOTAL

Atribuido a la sociedad dominante y otros tenedores de instrumentos de

patrimonio29.793 29.011

Atribuido a los intereses minoritarios 270 273

PASIVO NO CORRIENTE

Subvenciones 4 4

Provisiones no corrientes 4.829 4.786

Pasivos financieros no corrientes 10.080 8.999

Pasivos por impuesto diferido 1.051 1.005

Otros pasivos no corrientes:

Deuda no corriente por arrendamiento financiero 1.347 1.306

Otros 448 450

PASIVO CORRIENTE

Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta 1 1

Provisiones corrientes 518 498

Pasivos financieros corrientes 4.206 5.046

Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar:

Deuda corriente por arrendamiento financiero 195 190

Otros acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 7.115 6.621

TOTAL PASIVO 59.857 58.190

BALANCE DE SITUACIÓN DE REPSOL

Resultados 1T 2018

27

(Millones de euros)


1T17 4T17 1T18Resultado de explotación 844 879 796

Resultado financiero (120) (44) (81)

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación 80 388 138

Resultado antes de impuestos 804 1.223 853

Impuesto sobre beneficios (166) (791) (306)

Resultado del ejercicio procedente de operaciones continuadas 638 432 547

Resultado atribuido a intereses minoritarios por op. continuadas (9) (9) (5)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 629 423 542

Resultado de operaciones interrumpidas 60 115 68

RESULTADO NETO 689 538 610

Resultado atribuido a la sociedad dominante por acción (*)

Euros/acción(*) 0,44 0,34 0,39

USD/ADR 0,47 0,41 0,48

Nº medio acciones(**) 1.549.719.498 1.554.132.001 1.536.426.263

Tipos de cambio dólar/euro a la fecha de cierre de cada trimestre: 1,07 1,20 1,23

(*)

(**)

DATOS TRIMESTRALES

En junio de 2017 y diciembre de 2017 se realizaron ampliaciones de capital como parte del sistema de retribución a los accionistas

denominado “Repsol dividendo flexible”, por lo que actualmente el capital social emitido está formado por 1.556.464.965 acciones. El

número medio ponderado de acciones en circulación para los periodos presentados ha sido recalculado con respecto al publicado en

periodos anteriores para incluir el efecto de dichas ampliaciones de capital, de acuerdo a lo establecido en la NIC 33 "Beneficio por

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

En el cálculo del beneficio por acción se ha ajustado el gasto por intereses correspondiente a las obligaciones perpetuas subordinadas (7

M€ ddi a 1T 2017, 4T 2017 y 1T 2018).

CUENTA DE RESULTADOS

Resultados 1T 2018

28

(Millones de euros)


2017 2018

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

Resultado antes de impuestos 804 853

Ajustes al resultado:

Amortización del inmovilizado 599 517

Otros ajustes del resultado (netos) 56 12

EBITDA 1.459 1.382





OTROS FLUJOS DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE EXPLOTACION (221) (218)

679 779

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

Pagos por inversiones

Empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio (50) (4)

Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias (405) (532)

Otros activos financieros (97) (30)



Otros flujos de efectivo 0 0

(540) (558)

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

Emisión de intrumentos de patrimonio propios 0 0

Cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio (165) (404)

Cobros por emisión de pasivos financieros 3.174 3.378

Pagos por devolución y amortización de pasivos financieros (3.765) (3.535)

Pagos por dividendos y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio (138) (196)

Pagos de intereses (232) (185)

Otros cobros/(pagos) de actividades de financiación 23 (36)

(1.103) (978)

Efecto de las variaciones en los tipos de cambio (1) (20)

AUMENTO/(DISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES (965) (777)

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 4.687 4.601

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 3.722 3.824

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

ENERO - MARZO

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO

Resultados 1T 2018

29

ANEXO III – CONCILIACIÓN MAGNITUDES

NON-GAAP A NIIF

1er TRIMESTRE 2018

Resultados 1T 2018

30


Resultado AjustadoReclasificación de

Negocios Conjuntos

Resultados

EspecíficosEfecto Patrimonial Total ajustes Total Consolidado

Resultado de explotación 942 (125) (86) 113 (98) 844

Resultado financiero (155) 31 4 - 35 (120)

Rdo de participadas 13 67 - - 67 80

Resultado antes de impuestos 800 (27) (82) 113 4 804

Impuesto sobre beneficios (222) 27 57 (28) 56 (166)

Rdo del ejercicio procedente de op. continuadas 578 - (25) 85 60 638

Rdo atribuido a minoritarios (8) - - (1) (1) (9)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 570 - (25) 84 59 629

Resultado de operaciones interrumpidas - - 60 - 60 60

RESULTADO NETO 570 - 35 84 119 689


Negocios Conjuntos

Resultados


Resultado de explotación 807 (257) 120 209 72 879

Resultado financiero (17) 76 (103) - (27) (44)

Rdo de participadas 13 376 (1) - 375 388

Resultado antes de impuestos 803 195 16 209 420 1.223

Impuesto sobre beneficios (208) (195) (336) (52) (583) (791)

Rdo del ejercicio procedente de op. continuadas 595 - (320) 157 (163) 432

Rdo atribuido a minoritarios (7) - 1 (3) (2) (9)

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 588 - (319) 154 (165) 423


RESULTADO NETO 588 - (204) 154 (50) 538


Negocios Conjuntos

Resultados


Resultado de explotación 1.057 (180) (69) (12) (261) 796

Resultado financiero (114) 40 (7) - 33 (81)

Rdo de participadas 11 127 - - 127 138

Resultado antes de impuestos 954 (13) (76) (12) (101) 853

Impuesto sobre beneficios (333) 13 11 3 27 (306)

Rdo del ejercicio procedente de op. continuadas 621 - (65) (9) (74) 547

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

RESULTADO NETO DE OPERACIONES CONTINUADAS 616 - (65) (9) (74) 542


RESULTADO NETO 616 - 3 (9) (6) 610

Millones de euros

AJUSTES

CUARTO TRIMESTRE 2017

AJUSTES



AJUSTES

Millones de euros

Millones de euros

RECONCILIACIÓN DEL RESULTADO AJUSTADO CON LOS ESTADOS FINANCIEROS

CONSOLIDADOS

Resultados 1T 2018

31


Deuda neta

Reclasificación de

Negocios Conjuntos (1)

Deuda neta según

balance NIIF-UEDeuda neta

Reclasificación de

Negocios Conjuntos (1)

Deuda neta según

balance NIIF-UE

ACTIVO NO CORRIENTE

Instrumentos financieros no corrientes 360 1.560 1.920 128 1.505 1.633

ACTIVO CORRIENTE

Otros activos financieros corrientes 254 3 257 275 11 286

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4.820 (219) 4.601 4.046 (222) 3.824

PASIVO NO CORRIENTE

Pasivos financieros no corrientes (7.611) (2.469) (10.080) (6.579) (2.420) (8.999)

PASIVO CORRIENTE

Pasivos financieros corrientes (4.160) (46) (4.206) (4.913) (133) (5.046)

PARTIDAS NO INCLUIDAS EN BALANCE

Valoración neta a mercado de derivados financ. ex tipo de cambio (2) y

otros 70 - 70 207 (151) 56

DEUDA NETA (6.267) (7.438) (6.836) (8.246)

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

DICIEMBRE 2017 MARZO 2018

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

2017: Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 28 millones de Euros y Pasivos financieros no corrientes por préstamo intra-grupo de importe 2.624 millones de Euros,

minorado en 275 millones de Euros por préstamos con terceros.

2018: Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 21 millones de Euros y Pasivos financieros corrientes por préstamo intra-grupo de importe 2.437 millones de Euros, minorado

en 105 millones de Euros por préstamos con terceros.

FLUJO DE

CAJA

AJUSTADO

Reclasificación

de Negocios

Conjuntos y

Otros

EFE NIIF-UE

FLUJO DE

CAJA

AJUSTADO

Reclasificación

de Negocios

Conjuntos y

Otros

EFE NIIF-UE

I. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN

717 (38) 679 919 (140) 779

II. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

(597) 57 (540) (600) 42 (558)

FLUJO DE CAJA LIBRE (I. + II.) 120 19 139 319 (98) 221

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

(1.073) (31) (1.104) (1.093) 95 (998)

AUMENTO/(DISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES (953) (12) (965) (774) (3) (777)

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 4.918 (231) 4.687 4.820 (219) 4.601

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 3.965 (243) 3.722 4.046 (222) 3.824

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

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

ENERO-MARZO

2017 2018

RECONCILIACIÓN OTRAS MAGNITUDES CON LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

Resultados 1T 2018

32

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Repsol y/o sus filiales.

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

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

revisión de estas manifestaciones de futuro.

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

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

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

Petroleum Engineers).

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

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

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

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

de títulos valores en ninguna otra jurisdicción.

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

de Repsol.

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2018 Estados financierosintermedios consolidadosPrimer trimestre

Grupo REPSOL

1

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol Balance de situación a 31 de marzo de 2018 y a 31 de diciembre de 2017

ACTIVO Nota 31/03/2018 31/12/2017

Inmovilizado Intangible: 4.567 4.584

a) Fondo de Comercio 2.784 2.764

b) Otro inmovilizado intangible 1.783 1.820

Inmovilizado material 4.3 24.285 24.600

Inversiones inmobiliarias 67 67

Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación 4.4 5.939 9.268

Activos financieros no corrientes 4.2 1.752 2.038

Activos por impuesto diferido 3.836 4.057

Otros activos no corrientes 422 472

ACTIVO NO CORRIENTE 40.868 45.086

Activos no corrientes mantenidos para la venta 1.3 3.315 22

Existencias 4.347 3.797

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 5.348 5.912

a) Clientes por ventas y prestaciones de servicios 3.241 3.979

b) Otros deudores 1.496 1.242

c) Activos por impuesto corriente 611 691

Otros activos corrientes 202 182

Otros activos financieros corrientes 4.2 286 257

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4.2 3.824 4.601

ACTIVO CORRIENTE 17.322 14.771

TOTAL ACTIVO 58.190 59.857

PASIVO Y PATRIMONIO NETO Nota 31/03/2018 31/12/2017

Capital 1.556 1.556

Prima de Emisión y Reservas 27.454 25.694

Acciones y participaciones en patrimonio propias (549) (45)

Resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante 610 2.121

Dividendos y retribuciones (153) (153)

Otros Instrumentos de patrimonio 995 1.024

FONDOS PROPIOS 4.1 29.913 30.197

Operaciones de cobertura (148) (163)

Diferencias de conversión (754) (241)

OTRO RESULTADO GLOBAL ACUMULADO (902) (404)

INTERESES MINORITARIOS 273 270

PATRIMONIO NETO 29.284 30.063

Subvenciones 4 4

Provisiones no corrientes 4.786 4.829

Pasivos financieros no corrientes 4.2 8.999 10.080

Pasivos por impuesto diferido 1.005 1.051

Otros pasivos no corrientes 1.756 1.795

PASIVO NO CORRIENTE 16.550 17.759

Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta 1 1

Provisiones corrientes 498 518

Pasivos financieros corrientes 4.2 5.046 4.206

Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar: 6.811 7.310

a) Proveedores 2.478 2.738

b) Otros acreedores 4.125 4.280

c) Pasivos por impuesto corriente 208 292

PASIVO CORRIENTE 12.356 12.035

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 58.190 59.857

Millones de euros

Millones de euros

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

2

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol Cuenta de pérdidas y ganancias correspondiente al primer trimestre de 2018 y 2017

Nota 1T 2018 1T 2017 ( 1 )

Ventas 10.977 10.024

Ingresos por prestación de servicios 38 97

Variación de existencias de productos terminados y en curso de fabricación 190 143

Reversión de provisiones por deterioro y beneficios por enajenaciones de activos 2 193

Otros ingresos de explotación 315 216

INGRESOS DE EXPLOTACIÓN 4.5 11.522 10.673

Aprovisionamientos (8.304) (7.234)

Gastos de personal (431) (460)

Otros gastos de explotación (1.404) (1.300)

Amortización del inmovilizado (517) (599)

Dotación de provisiones por deterioro y pérdidas por enajenaciones de activos (70) (236)

GASTOS DE EXPLOTACIÓN (10.726) (9.829)

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 796 844

Ingresos financieros 46 44

Gastos financieros (146) (163)

Variación de valor razonable en instrumentos financieros (17) 34

Diferencias de cambio 51 (35)

Deterioro y resultado por enajenación de instrumentos financieros (15) ‐

RESULTADO FINANCIERO (81) (120)

RESULTADO INVERSIONES CONTABILIZADAS POR EL METODO DE LA PARTICIPACION ‐ neto

de impuestos 4.4138 80

RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 853 804

Impuesto sobre beneficios 4.6 (306) (166)

RESULTADO PROCEDENTE DE OPERACIONES CONTINUADAS 547 638

RESULTADO DE OPERACIONES CONTINUADAS ATRIBUIDO A INTERESES MINORITARIOS (5) (9)

RESULTADO OPERACIONES CONTINUADAS ATRIBUIDO A LA SOCIEDAD

DOMINANTE542 629

RESULTADO OPERACIONES INTERRUMPIDAS NETO DE IMPUESTOS 1.3 68 60

RESULTADO OPERACIONES INTERRUMP IDAS ATRIBUIDO A LA SOCIEDAD

DOMINANTE68 60

RESULTADO TOTAL ATRIBUIDO A LA SOCIEDAD DOMINANTE 3 .1 610 689

BENEFIC IO POR ACCIÓN ATRIBUIDO A LA SOCIEDAD DOMINANTE 4 .9

Básico 0,39 0,44

Diluido 0,39 0,44

Millones de euros

Euros / acc ion

(1) Incluye las modificaciones necesarias respecto de los estados financieros intermedios resumidos consolidados correspondientes

al primer trimestre de 2017 (ver Nota 2 “Bases de presentación”) en relación con el acuerdo de venta de la participación en Gas Natural (ver Nota 1.3).

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

3

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol Estado de ingresos y gastos reconocidos correspondiente al primer trimestre de 2018 y 2017

1T 2018 1T 2017

RESULTADO CONSOL IDADO DEL EJERCICIO ( 1 ) 615 698

Por ganancias y pérdidas actuariales 2 (1)

Participación de las inversiones en negocios conjuntos y asociadas 2 ‐

Efecto impositivo ‐ ‐

OTRO RESULTADO GLOBAL (Par t idas no rec lasificab les al resu lt ado) 4 (1 )

Ac t ivos financ ieros d ispon ib les para la venta: ‐ 1

Ganancias/(Pérdidas) por valoración ‐ 1

Cobertura de flu j os de efec t ivo : 14 9

Ganancias/(Pérdidas) por valoración 8 ‐

Importes transferidos a la cuenta de pérdidas y ganancias 6 9

D iferenc ias de conversión : (509 ) (216 )

Ganancias/(Pérdidas) por valoración (509) (216)

Part ic ipac ión de las inversiones en negoc ios con juntos y asoc iadas: ‐ (2 )

Ganancias/(Pérdidas) por valoración ‐ (2)

Efec to imposit ivo (5 ) (12 )

OTRO RESULTADO GLOBAL (Par t idas rec lasificab les al resu lt ado) (500 ) (220 )

TOTAL OTRO RESULTADO GLOBAL (496 ) (221 )

RESULTADO TOTAL GLOBAL DEL EJERCICIO 119 477

a) Atribuidos a la entidad dominante 116 469

b) Atribuidos a intereses minoritarios 3 8

Millones de euros

(1) Corresponde a la suma de los siguientes epígrafes de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada: “Resultado procedente de

operaciones continuadas” y “Resultado de operaciones interrumpidas atribuido a la sociedad dominante”.

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

4

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol Estado de cambios en el patrimonio neto a 31 de marzo de 2018 y 2017

Millones de euros

Capital

Prima de

Emisión,

reservas y

dividendos

Acciones y

part. en

patrimonio

propias

Resultado del

ejercicio

atribuido a la

entidad

dominante

Otros

instrumentos

de patrimonio

Otro

resultado

global

acumulado

Intereses

minoritarios

Pat r imon io

Neto

Saldo final a 31 /12/2016 1 .496 24 .232 (1 ) 1 .736 1 .024 2 .380 244 31 .111

Total I ngresos / (gastos) reconoc idos ‐ (1 ) ‐ 689 ‐ (219 ) 8 477

Operac iones con soc ios o prop iet ar ios

Operaciones con acciones propias (netas) ‐ (1) (127) ‐ ‐ ‐ (128)

Incrementos / (Reducciones) por perímetro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Otras operaciones con socios y propietarios ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Ot ras var iac iones de pat r imon io neto

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

Obligaciones perpetuas subordinadas (7) ‐ ‐ (29) ‐ ‐ (36)

Otras variaciones ‐ 2 ‐ ‐ ‐ (1) ‐ 1

Saldo final al 31/03/2017 1 .496 25 .961 (128 ) 689 995 2 .160 252 31 .425

Total I ngresos / (gastos) reconoc idos 3 1 .432 (2 .566 ) 24 (1 .107 )

Operac iones con soc ios o prop iet ar ios

Ampliación/(Reducción) de capital 60 (60) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Distribución de dividendos ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (5) (5)

Operaciones con acciones propias (netas) ‐ 1 83 ‐ ‐ ‐ ‐ 84

Incrementos / (Reducciones) por perímetro

Otras operaciones con socios y propietarios ‐ (342) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (342)

Ot ras var iac iones de pat r imon io neto

Obligaciones perpetuas subordinadas ‐ (22) ‐ ‐ 29 ‐ ‐ 7

Otras variaciones ‐ ‐ ‐ ‐ 2 (1) 1

Saldo final al 31/12/2017 1 .556 25 .541 (45 ) 2 .121 1 .024 (404 ) 270 30 .063

Impacto de nuevas normas (Ver Nota 2.3) ‐ (356) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (356)

Saldo in ic ial aj ust ado 1 .556 25 .185 (45 ) 2 .121 1 .024 (404 ) 270 29 .707

Total I ngresos / (gastos) reconoc idos ‐ 4 ‐ 610 ‐ (498) 3 119

Operac iones con soc ios o prop iet ar ios ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Operaciones con acciones propias (netas) ‐ ‐ (504) ‐ ‐ ‐ ‐ (504)

Ot ras var iac iones de pat r imon io neto ‐

Traspasos entre partidas de patrimonio neto ‐ 2.121 ‐ (2.121) ‐ ‐ ‐ ‐

Obligaciones perpetuas subordinadas ‐ (7) ‐ ‐ (29) ‐ ‐ (36)

Otras variaciones ‐ (2) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (2)

Saldo final al 31/03/2018 1 .556 27 .301 (549 ) 610 995 (902 ) 273 29 .284

Pat r imon io neto at r ibu ido a la soc iedad dominante y a ot ros t enedores de

in st rumentos de pat r imon io

Fondos P rop ios

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

5

Repsol, S.A. y sociedades participadas que configuran el Grupo Repsol Estado de flujos de efectivo correspondiente al primer trimestre de 2018 y 2017

1T 2018 1T 2017

Resu lt ado antes de impuestos 853 804

Aj ustes de resu lt ado : 529 655

Amortización del inmovilizado 517 599

Otros ajustes del resultado (netos) 12 56

Cambios en el cap it al corr iente (385 ) (559 )

Ot ros flu j os de efec t ivo de las ac t iv idades de exp lo tac ión : (218 ) (221 )


Cobros / (pagos) por impuesto sobre beneficios (178) (115)

Otros cobros / (pagos) de actividades de explotación (94) (114)

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 779 679

Pagos por inversiones: (566 ) (552 )

Empresas del grupo y asociadas (4) (50)

Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias (532) (405)

Otros activos financieros (30) (97)

Cobros por desinversiones: 8 12

Empresas del grupo y asociadas 1 (18)

Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias 7 29

Otros activos financieros ‐ 1

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (558 ) (540 )

Cobros y (pagos) por in st rumentos de pat r imon io : (404 ) (165 )

Adquisición (407) (167)

Enajenación 3 2

Cobros y (pagos) por in st rumentos de pasivo financ iero : (157 ) (591 )

Emisión 3.378 3.174

Devolución y amortización (3.535) (3.765)

Pagos por remunerac iones de acc ion ist as y ot ros in st rumentos de pat r imon io (196 ) (138 )

Ot ros flu j os de efec t ivo de act iv idades de financ iac ión : (221 ) (209 )

Pagos de intereses (185) (232)

Otros cobros / (pagos) de actividades de financiación (36) 23

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN (978 ) (1 .103 )

EFECTO DE LAS VARIACIONES DE LOS TIPOS DE CAMBIO (20 ) (1 )

AUMENTO/(D ISMINUCIÓN) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES (777 ) (965 )

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL INICIO DEL PERIODO 4 .601 4 .687

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL FINAL DEL PERIODO 3 .824 3 .722

Caja y bancos 3.140 2.986

Otros activos financieros 684 736

Millones de euros

Las notas 1 a 4 forman parte integrante del estado de flujos de efectivo consolidado a 31 de marzo de 2018.

6

NOTAS EXPLICATIVAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS

ÍNDICE

Nota nº Apartado Página

(1) INFORMACIÓN GENERAL ...................................................................................................................................................... 7

1.1 Sobre los estados financieros resumidos consolidados..................................................................... 7

1.2 Sobre el Grupo Repsol ........................................................................................................................ 7

1.3 Principales variaciones en el perímetro de consolidación ................................................................. 7

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

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

2.2 Comparación de la información ......................................................................................................... 8

2.3 Aplicación de nuevas normas contables ............................................................................................ 9

2.4 Cambios en estimaciones y juicios contables .................................................................................. 11

2.5 Estacionalidad .................................................................................................................................. 12

2.6 Información por segmentos de negocio .......................................................................................... 12

(3) RESULTADOS E INFORMACIÓN POR SEGMENTOS ............................................................................................................... 14

3.1 Principales magnitudes e indicadores de desempeño .................................................................... 14

3.2 Entorno macroeconómico ............................................................................................................... 15

3.3 Resultados, flujos de caja y situación financiera .............................................................................. 16

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

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

4.1 Patrimonio neto ............................................................................................................................... 20

4.2 Instrumentos financieros ................................................................................................................. 22

4.3 Inmovilizado material ....................................................................................................................... 23

4.4 Inversiones contabilizadas por el método de la participación ........................................................ 23

4.5 Ingresos y gastos de explotación ..................................................................................................... 24

4.6 Situación fiscal .................................................................................................................................. 24

4.7 Riesgos litigiosos ............................................................................................................................... 25

4.8 Riesgos geopolíticos ......................................................................................................................... 26

4.9 Beneficio por acción ......................................................................................................................... 27

4.10 Otra información .............................................................................................................................. 27

ANEXOS:

ANEXO I: COMPOSICIÓN DEL GRUPO ............................................................................................................. 28

ANEXO II: OTRA INFORMACIÓN DE DETALLE ................................................................................................. 29

ANEXO III: MEDIDAS ALTERNATIVAS DE RENDIMIENTO ................................................................................. 32

7

(1) INFORMACIÓN GENERAL

1.1 Sobre los estados financieros resumidos consolidados

Los presentes estados financieros intermedios resumidos consolidados de Repsol, S.A. y sus sociedades participadas, que configuran el Grupo Repsol, presentan la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera a 31 de marzo de 2018, así como de los resultados consolidados del Grupo, de los cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo consolidados que se han producido en el periodo de tres meses terminado en dicha fecha. Estos estados financieros intermedios han sido aprobados por el Consejo de Administración de Repsol, S.A. en su reunión del 3 de mayo de 2018. Dadas las limitaciones en la información de los Estados Financieros intermedios, estos deben leerse en conjunto con las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2017 (ver Nota 2.1).

1.2 Sobre el Grupo Repsol

Repsol es un grupo integrado de empresas del sector de hidrocarburos (en adelante “Repsol”, “Grupo Repsol” o “Grupo”) que realiza todas las actividades del sector de hidrocarburos, incluyendo la exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural, el transporte de productos petrolíferos, gases licuados del petróleo (GLP) y gas natural, el refino, la producción de una amplia gama de productos petrolíferos y la comercialización de productos petrolíferos, derivados del petróleo, productos petroquímicos, GLP, gas natural y gas natural licuado (GNL). El Grupo Repsol elabora sus estados financieros consolidados incluyendo sus inversiones en todas sus sociedades dependientes, acuerdos conjuntos y asociadas. En el Anexo I de las Cuentas Anuales consolidadas a 31 de diciembre de 2017 se detallan las principales sociedades que configuran el Grupo Repsol y que formaban parte del perímetro de consolidación a dicha fecha. En el Anexo I de los presentes estados financieros intermedios se detallan los principales cambios en la composición del Grupo que han tenido lugar durante los tres primeros meses de 2018. Las actividades de Repsol S.A. y sus sociedades participadas se encuentran sujetas a una amplia regulación, que se recoge en el Anexo IV de las Cuentas Anuales consolidadas a 31 de diciembre de 2017.

1.3 Principales variaciones en el perímetro de consolidación

Acuerdo de venta de la participación en Gas Natural SDG, S.A.

El 22 de febrero de 2018 Repsol S.A. ha alcanzado un acuerdo con Rioja Bidco Shareholdings, S.L.U., una sociedad controlada por fondos asesorados por CVC Capital Partners (CVC), para la venta de 200.858.658 acciones de Gas Natural SDG, S.A. (Gas Natural), representativas de un 20,072% de su capital social por un importe total de 3.816.314.502 euros, lo que equivale a un precio de 19 euros por acción. La plusvalía estimada por la transmisión de esta participación ascendería aproximadamente a 350 millones de euros antes de impuestos. Tras el acuerdo, la inversión en Gas Natural se presenta en el epígrafe “Activos no corrientes mantenidos para la venta” del balance de situación consolidado y los resultados generados por esta participación hasta el 22 de febrero se han reclasificado al epígrafe “Resultado de operaciones interrumpidas neto de impuestos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (68 millones de euros, 60 millones de euros en el primer trimestre de 2017). Durante el primer trimestre de 2018 y 2017 no se han producido flujos de efectivo de actividades interrumpidas por la participación en Gas Natural.

8

A la fecha de aprobación de los presentes estados financieros, el cierre de esta operación está condicionado al cumplimiento de las siguientes condiciones: i) la obtención, en un plazo no superior a seis meses desde la firma del contrato, de las preceptivas autorizaciones de las autoridades competentes en México, Corea del Sur, Japón y Alemania a la operación de concentración que implica la operación y ii) la no oposición, expresa o tácita, del Banco Central de Irlanda en relación con la adquisición indirecta de una participación significativa en la entidad Clover Financial & Treasury Services Ltd. en el mismo plazo no superior a seis meses. (2) BASES DE PRESENTACIÓN

2.1 Principios generales

Los presentes Estados Financieros intermedios resumidos consolidados se han preparado a partir de los registros contables de las sociedades participadas que configuran el Grupo bajo las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea (NIIF‐UE) a 31 de marzo de 20181 y, de forma específica, de acuerdo con los requisitos establecidos en la Norma Internacional de Contabilidad (NIC) 34 “Información financiera intermedia”, además de otras disposiciones del marco normativo aplicable. De acuerdo con lo establecido por la NIC 34, esta información financiera intermedia se prepara únicamente con la intención de actualizar el contenido de las últimas Cuentas Anuales consolidadas publicadas, poniendo énfasis en las nuevas actividades, sucesos y circunstancias ocurridos durante los tres primeros meses del ejercicio y no duplicando la información publicada previamente en las Cuentas Anuales consolidadas del ejercicio precedente. Para una adecuada comprensión de la información que se incluye en los presentes estados financieros intermedios y dado que no incluyen la información que requieren unos estados financieros completos preparados de acuerdo con las NIIF‐UE, éstos deben leerse conjuntamente con las Cuentas Anuales consolidadas del Grupo Repsol correspondientes al ejercicio 2017, que se presentarán para su aprobación a la Junta General de Accionistas de Repsol, S.A. que se celebrará el 11 de mayo de 2018 y que se encuentran disponibles en www.repsol.com. Los estados financieros se presentan en millones de euros (salvo que se indique otra unidad).

2.2 Comparación de la información

Como consecuencia del acuerdo para la venta de la participación en Gas Natural descrito en la Nota 1.3, la cuenta de pérdidas y ganancias correspondiente al ejercicio 2017, así como sus respectivas notas, ha sido re‐expresada a efectos comparativos con respecto a la publicada en los Estados financieros intermedios consolidados correspondientes al primer trimestre del ejercicio 2017. Por otro lado, de acuerdo con la normativa contable, el beneficio por acción correspondiente al primer trimestre de 2017 se ha re‐expresado para tener en cuenta en su cálculo el número medio de acciones en circulación tras las ampliaciones de capital llevadas a cabo como parte del sistema de retribución a los accionistas denominado “Repsol Dividendo Flexible”, descrito en la Nota 4.1 “Patrimonio Neto”.

1 Las normas aplicadas a partir del 1 de enero de 2018 son: i) NIIF 9 Instrumentos Financieros; ii) NIIF 15 Ingresos de Contratos con Clientes; iii) Clarificaciones a la NIIF 15 Ingresos de contratos con clientes; iv) Modificaciones a la NIIF 4 Aplicación de la NIIF 9 Instrumentos financieros con la NIIF 4 Contratos de seguros; v) Mejoras Anuales a las NIIF, Ciclo 2014‐2016; vi) Modificaciones a la NIIF 2 Clasificación y valoración de transacciones con pagos basados en acciones; vii) Modificaciones a la NIC 40 Transferencias de Propiedades de Inversión; y viii) CINIIF 22 Transacciones en Moneda Extranjera y Contraprestaciones Anticipadas. Los impactos derivados de la aplicación de estas normas se explican en la Nota 2.3.

9

2.3 Aplicación de nuevas normas contables

NIIF 9 Instrumentos financieros La NIIF 9 Instrumentos Financieros se ha aplicado con fecha 1 de enero de 2018 sin re‐expresión de la información comparativa relativa al ejercicio 2017. Los impactos de primera aplicación, que se han registrado directamente en el patrimonio neto, han sido los siguientes: Deterioro de activos:

La aplicación del modelo de deterioro por riesgo de crédito basado en la pérdida esperada1 ha supuesto un impacto negativo de 433 millones de euros, principalmente por los activos financieros vinculados a Venezuela. Este impacto ha sido registrado en el epígrafe del balance de situación “Resultados de ejercicios anteriores y otras reservas” con el siguiente desglose:

31/12/2017 Ajuste NIIF 9 01/01/2018

Inv. contabilizadas por el método de la participación (Nota 4.4) 9.268 (12) 9.256

Activos financieros no corrientes (i) 2.038 (289) 1.749

Otros activos no corrientes 472 (40) 432

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 5.912 (73) 5.839

Provisiones corrientes y no corrientes 5.347 (19) 5.328

Efecto en activos netos (433) (ii)

Activos por impuesto diferido 85

Efecto en Patrimonio Neto (348)

(i) Incluye préstamos otorgados a los negocios conjuntos.

(ii) La pérdida acumulada se presenta, en su caso, minorando la correspondiente cuenta de activo.

Clasificación de activos financieros: Los activos financieros han sido clasificados a 1 de enero de 2018 como activos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados, activos financieros medidos a coste amortizado o como activos financieros medidos a valor razonable con cambios en “Otro resultado global” en función de las características de los flujos contractuales de los activos y el modelo de negocio aplicado por la compañía.2 A continuación se desglosa la conciliación de la clasificación y valoración de los activos financieros bajo NIC 39 y NIIF 9 en la fecha de primera aplicación:

1 El Grupo aplica el enfoque simplificado para reconocer la pérdida de crédito esperada durante toda la vida de sus cuentas de deudores comerciales, disponiendo de modelos propios de valoración del riesgo de sus clientes y de estimación de la pérdida esperada a partir de la probabilidad de impago, del saldo expuesto y de la severidad estimada, teniendo en cuenta la información disponible de cada cliente (sector de actividad, comportamiento histórico de los pagos, información financiera, previsiones a futuro…). Este modelo tiene incorporado como criterio general un umbral de más de 180 días en mora para la consideración de que se ha incurrido en una evidencia objetiva de deterioro. Estos criterios son aplicados en ausencia de otras evidencias objetivas de incumplimiento, como puedan ser las situaciones concursales, etc. El resto de instrumentos financieros, fundamentalmente ciertos préstamos y garantías financieras concedidas a negocios conjuntos, son objeto de seguimiento individualizado a los efectos de determinar cuándo, en su caso, pudiera haberse producido un deterioro significativo del riesgo de crédito o un incumplimiento. En relación con Venezuela y ante la situación en el país, el Grupo ha utilizado diversos escenarios de severidad para cuantificar la pérdida esperada de acuerdo con NIIF 9.

2 Las inversiones en deuda que se mantengan dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo sea la obtención de los flujos de caja contractuales que consistan exclusivamente en pagos de principal e intereses, en general, se valorarán al coste amortizado. Cuando dichos instrumentos de deuda se mantengan dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo se logre mediante la obtención de flujos de caja contractuales de principal e intereses y la venta de activos financieros, en general, se medirán a su valor razonable con cambios en otro resultado global. Todas las demás inversiones en deuda y patrimonio se medirán a su valor razonable con cambios en pérdidas y ganancias. Sin embargo, se puede optar irrevocablemente por presentar en el “Otro resultado global” los cambios posteriores en el valor razonable de determinadas inversiones en instrumentos de patrimonio y, en general, en este caso solo los dividendos se reconocerán posteriormente en resultados.

10

Tipo de instrumento Clasificación 31/12/2017

(NIC 39)

Clasificación 1/1/2018

(NIIF 9)

Importe

(millones de

euros)

Instrumentos de Patrimonio(1) Disponibles para la venta VR2 con cambios en Otro resultado global 118

Derivados Mantenidos para negociar VR2 con cambios en resultados 79

Préstamos Préstamos y partidas a cobrar Coste amortizado 2.106

Efectivo y otros activos líquidos Inversiones mantenidas hasta el vencimiento Coste amortizado 4.593

Otros instrumentos VR2 con cambios en resultados VR2 con cambios en resultados 62

(1) Cartera de sociedades no consolidadas ni valoradas por el método de la participación.

(2) VR: Valor razonable.

NOTA: No incluye “Otros activos no corrientes” y “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” del balance de situación consolidado que a 31 de diciembre de 2017 ascendían a 470 millones de euros a largo plazo y 5.161 millones a corto plazo, de los cuales 1.028 millones de euros corresponden a cuentas a cobrar corrientes de contratos de venta de commodities, que se valoran a VR

2 con cambios

en resultados, correspondiendo el resto fundamentalmente a cuentas comerciales a cobrar valoradas a coste amortizado.

En relación a los pasivos financieros, no ha habido ningún impacto ni en la clasificación ni en su valoración como consecuencia de la aplicación de la NIIF 9. Contabilidad de coberturas y derivados: El Grupo ha optado por aplicar la NIIF 9 en sus actividades de cobertura, pese a que la norma permite seguir aplicando NIC 39 hasta que el IASB finalice el proyecto de “Gestión dinámica del riesgo”, por la mayor flexibilidad que ofrece la nueva norma en relación a la contabilidad de coberturas. La nueva norma: (i) elimina el requerimiento de la evaluación retrospectiva a efectos de evaluar la continuidad de la cobertura; (ii) permite la mitigación de las asimetrías contables ocasionada por la operativa de los contratos de aprovisionamiento y comercialización de commodities y los instrumentos derivados utilizados como cobertura económica de los mismos, a través de la aplicación de la opción de valor razonable a dichos contratos y; (iii) supone una mayor flexibilidad en relación a la contabilidad de coberturas, en concreto, en lo relativo a los instrumentos que pueden ser utilizados como instrumento de cobertura y en cuanto a las transacciones que pueden ser objeto de cobertura. No se han producido impactos de primera aplicación de la NIIF 9 en relación a la contabilidad de coberturas. NIIF 15 Ingresos de contratos con clientes

La NIIF 15 Ingresos de contratos con clientes y las modificaciones al resto de NIIF afectadas por la misma se han aplicado con fecha 1 de enero de 2018 sin re‐expresión de la información comparativa relativa al ejercicio 2017. La NIIF 15 reemplaza a la NIC 18 Ingresos y a la NIC 11 Contratos de Construcción y se aplica a todos los ingresos que surgen de contratos con clientes, a menos que dichos contratos estén dentro del alcance de otras normas. De acuerdo a los nuevos requerimientos de registro contable, se deben identificar, clasificar y devengar separadamente los ingresos de cada una de las obligaciones de ejecución del contrato. Entre otras cuestiones, la norma también desarrolla los criterios contables para la activación de los costes incrementales de obtención de un contrato con un cliente. El Grupo ha revisado la tipología de contratos con clientes (principalmente ventas de crudo, gas, nafta, productos petrolíferos, químicos y petroquímicos) habiendo identificado los siguientes impactos derivados de la aplicación de la NIIF 15, que han sido registrados en el epígrafe del balance de situación “Resultados de ejercicios anteriores y otras reservas”:

11

31/12/2017 Ajuste NIIF 15 01/01/2018

Otros pasivos no corrientes (1) (1.795) (20) (1.815)

Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar (1) (7.310) (4) (7.314)

Inversiones contabilizadas por el método de la participación (Nota 4.4)

9.268 9 9.277

Efecto en activos y pasivos netos (15)

Activo por impuesto diferido 6

Efecto en Patrimonio Neto (9)

(1) En los contratos de suministro a granel de gases licuados del petróleo (GLP) se han identificado dos obligaciones de

desempeño diferenciadas: (i) la venta del gas licuado, que se satisface en un momento concreto del tiempo; y (ii) el servicio de mantenimiento, el cual se presta con carácter general a lo largo de la vida del contrato dando lugar a un pasivo contractual que es presentado en los epígrafes de “Otros pasivos no corrientes” y “Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar” por servicios pendientes de ejecución y que a 1 de enero de 2018 ascienden a 20 millones de euros y 4 millones de euros, respectivamente, y a una pérdida acumulada de 18 millones de euros después de impuestos registrada en el epígrafe de “Resultados de ejercicios anteriores y otras reservas”.

Conforme a determinados contratos del segmento Upstream, para pago de los impuestos del Grupo se realizan entregas de producción a empresas nacionales de petróleo que éstas, una vez se ha transferido el control, pueden comercializar libremente en el mercado. De acuerdo con la sustancia económica de las transacciones, el valor monetario de dichos volúmenes de producción se presenta en el epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias “Ventas” (anteriormente en el epígrafe de “Ingresos por prestación de servicios y otros ingresos”). Los importes registrados en el primer trimestre del ejercicio de 2018 en el epígrafe “Ventas” por este concepto ascienden a 148 millones de euros. En lo referente a costes incrementales de obtención de un contrato con un cliente, se han identificado como tales los costes que el Grupo ya tenía previamente registrados en el epígrafe del balance de situación “Activo intangible” en concepto de costes de abanderamiento. El saldo neto a 1 de enero de 2018 por este concepto es de 26 millones de euros. Por último, en relación con los desgloses adicionales de información, se ha incorporado la apertura del importe neto de la cifra de negocios (corresponde a la suma de los epígrafes de “Ventas” e “Ingresos por prestación de servicios y otros ingresos”) por área geográfica (ver Nota 4.5).

2.4 Cambios en estimaciones y juicios contables La preparación de los estados financieros intermedios requiere que se realicen juicios y estimaciones que afectan a la valoración de activos y pasivos registrados, a la presentación de activos y pasivos contingentes, así como a ingresos y gastos reconocidos a lo largo del periodo. Los resultados se pueden ver afectados de manera significativa dependiendo de las estimaciones realizadas. Estas estimaciones se realizan en función de la mejor información disponible, tal y como se describe en la Nota 3 “Estimaciones y juicios contables” de las Cuentas Anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2017. En 2018 se han llevado a cabo los siguientes cambios de estimaciones contables de forma prospectiva a partir del 1 de enero de 2018:

(i) El correspondiente a la metodología del cálculo de la pérdida esperada de acuerdo a lo descrito en el apartado anterior y;

(ii) En relación con la amortización de determinados activos vinculados a las operaciones de

exploración y producción de hidrocarburos, el criterio de unidad de producción (ver apartado “Políticas contables específicas de la actividad” de la referida Nota 3 de las cuentas anuales de

12

2017) se aplica desde 1 de enero de 2018 considerando la totalidad de las cantidades de reservas que se espera producir con las inversiones realizadas (reservas1 probadas más probables o reservas probadas más probables desarrolladas). Repsol considera que el nuevo ratio de amortización ofrece un mejor reflejo del patrón de consumo de los beneficios económicos de esta clase de activos y ha sido aplicado desde 1 de enero una vez se ha dispuesto de la información de reservas necesaria y se han completado los análisis correspondientes del comportamiento de los activos.

El efecto en los tres primeros meses de 2018 de estos cambios de estimación asciende a ‐26 y 85 millones de euros, respectivamente.

2.5 Estacionalidad

Entre las actividades del Grupo, los negocios de gases licuados del petróleo (GLP) y de gas natural son los que implican un mayor grado de estacionalidad debido a su vinculación con las condiciones climatológicas, con un mayor grado de actividad en el invierno y un descenso de la misma en el verano del hemisferio norte.

2.6 Información por segmentos de negocio

Definición de segmentos y modelo de presentación del Grupo La información por segmentos del Grupo incluida en la Nota 3 se presenta de acuerdo con los requisitos de desglose establecidos por la NIIF 8 Segmentos de operación. La definición de los segmentos de negocio del Grupo Repsol se basa en la delimitación de las diferentes actividades desarrolladas y que generan ingresos y gastos, así como en la estructura organizativa aprobada por el Consejo de Administración para la gestión de los negocios. Tomando como referencia estos segmentos, el equipo directivo de Repsol (Comités Ejecutivos Corporativo, de E&P y de Downstream) analiza las principales magnitudes operativas y financieras para la toma de decisiones sobre la asignación de recursos y la evaluación del rendimiento de la Compañía. Los segmentos de operación del Grupo son:

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

gas natural y;

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

Por último, Corporación y otros incluye las actividades no imputadas a los anteriores segmentos de negocio y, en particular, los gastos de funcionamiento de la corporación y el resultado financiero, así como los ajustes de consolidación intersegmento. El Grupo no ha realizado agrupaciones de segmentos para la presentación de la información.

1 A continuación se detalla la clasificación de las reservas:

Reservas Probadas: Las reservas probadas (escenario 1P) son aquellas cantidades de petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural que, con la información disponible a la fecha, se estima que podrán ser recuperadas con certeza razonable. Debería haber por lo menos una probabilidad del 90% de que las cantidades recuperadas igualarán o excederán la estimación 1P.

Reservas Probables: Las reservas probables son aquellas reservas adicionales, que sumadas a las reservas probadas conforman el escenario 2P. Debería haber por lo menos una probabilidad del 50% de que las cantidades recuperadas igualarán o excederán la estimación 2P. Este escenario refleja la mejor estimación de las reservas.

Repsol aplica los criterios establecidos por el sistema “SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Resources Management System”, donde se puede consultar las definiciones completas.

13

Repsol presenta los resultados de los segmentos incluyendo los de negocios conjuntos1 y otras sociedades gestionadas operativamente como tales2, de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo, considerando sus magnitudes operativas y económicas bajo la misma perspectiva y con el mismo nivel de detalle que las de las sociedades consolidadas por integración global. De esta manera, el Grupo considera que queda adecuadamente reflejada la naturaleza de sus negocios y la forma en que se analizan sus resultados para la toma de decisiones. Por otra parte, el Grupo, atendiendo a la realidad de sus negocios y a la mejor comparabilidad con las compañías del sector, utiliza como medida del resultado de cada segmento el denominado Resultado neto ajustado, que se corresponde con el Resultado de operaciones continuadas a coste de reposición (“Current Cost of Supply” o CCS), y neto de impuestos y minoritarios y sin incluir ciertos ingresos y gastos (“Resultados específicos”). El Resultado financiero se asigna al Resultado neto ajustado de Corporación y otros. El resultado a coste de reposición (CCS), comúnmente utilizado en la industria para presentar los resultados de los negocios Downstream que deben trabajar con importantes inventarios sujetos a fluctuación constante de precios, no es aceptado en la normativa contable europea pero facilita la comparabilidad con otras compañías del sector y el seguimiento de los negocios con independencia del impacto de las variaciones de precios sobre sus inventarios. En el Resultado a CCS, el coste de los volúmenes vendidos en el periodo se determina de acuerdo con los costes de aprovisionamiento y de producción del propio periodo. Como consecuencia de lo anterior, el Resultado neto ajustado no incluye el denominado Efecto patrimonial. Este Efecto patrimonial se presenta de forma independiente, neto de impuestos y minoritarios, y se corresponde con la diferencia entre el Resultado a CCS y el Resultado a Coste Medio Ponderado, que es el criterio utilizado por la Compañía para determinar sus resultados conforme a la normativa contable europea. Asimismo, el Resultado neto ajustado tampoco incluye los denominados Resultados específicos, esto es, ciertas partidas significativas cuya presentación separada se considera conveniente para facilitar el seguimiento de la gestión ordinaria de las operaciones de los negocios. Se incluyen aquí las plusvalías/minusvalías por desinversiones, los costes de reestructuración de personal, los deterioros de activos y las provisiones para riesgos y otros gastos relevantes. Los Resultados específicos se presentan de forma independiente, netos de impuestos y minoritarios. Tras el acuerdo alcanzado el 22 de febrero de 2018 para la venta de la participación del 20,072% en Gas Natural (ver Nota 1.3), sus resultados hasta dicha fecha se han clasificado como operaciones interrumpidas dentro de “Resultados específicos”, anteriormente clasificados en “Corporación y otros”, re‐expresándose las magnitudes comparativas respecto a los publicadas en los Estados financieros intermedios del primer trimestre de 2017. Adicionalmente, y para magnitudes de balance como el capital empleado, el importe correspondiente a inversión en Gas Natural no se ha considerado en su cálculo al encontrarse clasificada en el epígrafe “Activos no corrientes mantenidos para la venta” del balance de situación consolidado. Para cada una de las magnitudes que se presentan por segmentos (Resultado neto ajustado, Efecto patrimonial, Resultado específico…), en los Anexos II y III se indican las partidas y los conceptos que permiten su conciliación con las magnitudes correspondientes preparadas de acuerdo con las NIIF‐UE.

1 Los negocios conjuntos en el modelo de presentación de los resultados de los segmentos se consolidan proporcionalmente de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo. Véase la Nota 12 “Inversiones contabilizadas por el método de la participación” y el Anexo I de las Cuentas Anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2017, donde se identifican los principales negocios conjuntos del Grupo.

2 Corresponde a Petrocarabobo, S.A. (Venezuela), entidad asociada del Grupo.

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(3) RESULTADOS E INFORMACIÓN POR SEGMENTOS1

3.1 Principales magnitudes e indicadores de desempeño

Indicadores f inanc ieros ( 1 )

1T 2018 1T 2017 El desempeño de nuestros negoc ios ( 1 )

1T 2018 1T 2017

Resultados Upstream

Resultado neto ajustado 616 570 Producción neta de hidrocarburos (kbep/d) 727 693

Resultado neto 610 689 Producción neta de líquidos (kbbl/d) 269 258

Beneficio por acción (€/acción) 0,39 0,44 Producción neta de gas (kbep/d) 458 435

EBITDA 1.804 1.844 Precios medios de realización de crudo ($/bbl 60,9 49,4

Inversiones 598 557 Precios medios de realización de gas ($/kscf) 3,5 3,1

Capital empleado (2)

32.829 36.390 EBITDA 1.101 921

ROACE (%) (3)

8,3 8,5 Resultado neto ajustado 320 224

Inversiones 452 438

Caja y deuda

Flujo de caja libre 319 120 Downstream

Deuda Neta (DN) 6.836 8.345 Utilización destilación refino España (%) 92,5 86,9

DN / EBITDA (x veces) (4)

0,9 1,1 Utilización conversión refino España (%) 104,4 97,0

DN /Capital empleado (%) 20,8 23,0 Indicador de margen de refino España ($/bbl) 6,6 7,1

Intereses deuda / EBITDA (%) 4,0 5,1 Ventas de productos petrolíferos (kt) 12.096 12.064

Ventas de productos petroquímicos (kt) 688 712

Retribuc ión a nuestros acc ionistas Ventas de GLP (kt) 437 436

Retribución al accionista (€/acción) (5)

0,39 0,34 Ventas de gas en Norteamérica (TBtu) 142,8 155,4

EBITDA 733 961

Indicadores bursáti les 1T 2018 1T 2017 Resultado neto ajustado 425 500

Inversiones 138 114

Cotización al cierre del periodo (€/acción) 14,4 14,5

Cotización media del periodo (€/acción) 14,7 14,0 Otros indicadores 1T 2018 1T 2017

Capitalización bursátil al cierre (millones €) 22.436 21.660

Personas

Entorno macroeconómico 1T 2018 1T 2017 Nº empleados(6)

25.099 25.357

Nuevos empleados (7)

784 594

Brent medio ($/bbl) 66,8 53,7

WTI medio ($/bbl) 62,9 51,8 Seguridad y medioambiente

Henry Hub medio ($/MBtu) 3,0 3,3 Índice de frecuencia (8)

0,78 0,71

Algonquin medio ($/MBtu) 8,0 4,4 Índice de frecuencia total (9)

1,52 1,43

Tipo de cambio medio ($/€) 1,23 1,06 Reducción emisiones de CO2 (miles de t) (10)

50,93 64,30

NOTA: Las magnitudes no financieras e indicadores operativos son información no revisada por el auditor. (1) Donde corresponda, expresado en millones de euros. (2) Capital empleado de operaciones continuadas. (3) El ROACE ha sido anualizado por mera extrapolación de los datos del periodo. (4) El EBITDA ha sido anualizado por mera extrapolación de los datos del periodo. (5) Precio fijo garantizado por Repsol para los derechos de adquisición gratuita de acciones dentro del programa "Repsol Dividendo Flexible" (ver

Nota 4.1). (6) Número de empleados que forman parte de las sociedades en las que Repsol establece las políticas y directrices en materia de gestión de

personas, con independencia del tipo de contrato (fijos, temporales, jubilados parciales, etc.). (7) Se consideran nuevas incorporaciones aquellas de carácter fijo y eventual sin relación laboral anterior con la compañía. El % de empleados

fijos entre las nuevas incorporaciones correspondiente al primer trimestre de 2018 y 2017 asciende al 43% en ambos periodos. (8) Índice de frecuencia con baja integrado (número de accidentes computables con pérdidas de días y muertes acumuladas en el año, por cada

millón de horas trabajadas). El dato de 2017 es el anual. (9) Índice de frecuencia total integrado (número de accidentes computables sin pérdida de días, con pérdida de días y de muertes acumulados

en el año, por cada millón de horas trabajadas). El dato de 2017 es el anual. (10) Reducción de CO2 comparada con la línea base de 2010.

1 Toda la información presentada a lo largo de esta Nota, salvo que se indique expresamente lo contrario, ha sido elaborada de acuerdo al modelo de reporting del Grupo (ver Nota 2.6). Algunas de estas magnitudes tienen la consideración de Medidas alternativas de Rendimiento (MAR), de acuerdo a las Directrices del ESMA (ver Anexos II y III).

15

3.2 Entorno macroeconómico

La economía global mostró un notable repunte, creciendo un 3,8% durante 2017 tras dos años consecutivos de ralentización. Además, al ser la mejora de la actividad global sincronizada, produciéndose tanto en las economías desarrolladas como en las emergentes, parece más sostenible impulsando también la inversión y el comercio. Pese al rebote de la actividad, la inflación se mantiene por ahora contenida, permitiendo que la normalización de la política monetaria sea muy gradual. Las perspectivas para 2018, con las últimas previsiones del Fondo Monetario Internacional (FMI) (World Economic Outlook Abril 2018), apuntan a una continuidad de estas tendencias globales, previendo un crecimiento mundial del 3,9% en 2018, con aceleración de los países emergentes productores de materias primas y, en los países desarrollados, de EE.UU., como consecuencia del impulso fiscal. Por otro lado, a lo largo de 2017 se produjo una gradual depreciación del dólar, que se mantiene en el primer trimestre de 2018 ante la expectativa de crecientes déficits fiscales y externos de EE.UU. Sin embargo, al estar el ciclo económico más avanzado en EE.UU., las mayores subidas de tipos en este país podrían frenar a futuro esta tendencia.

Evolución de la cotización media mensual del Brent y Henry Hub

En el mercado del crudo, a finales de 2017 se aceleró el ritmo de ajuste del balance, registrándose importantes correcciones en los niveles de inventarios tanto de la región OCDE como de los inventarios flotantes. Adicionalmente, el tono alcista encontró soporte en: el acuerdo alcanzado por la OPEP y el grupo de países no‐OPEP para extender los compromisos de recortes de producción hasta finales de 2018; y, los cierres no planificados de los oleoductos Keystone en EE.UU. y Forties en Mar del Norte. Esta tendencia alcista continuó a inicios de 2018, alcanzando un máximo de 70,5 $/bl al cierre del 24 de enero. Hasta finales de este mes la dinámica del precio estuvo muy marcada por: la percepción del mercado de que la política de recortes de la OPEP estaba sobre‐tensionando el balance oferta‐demanda; y, por el lado geopolítico, el aumento del riesgo en Irán a raíz de una demostración militar con misiles balísticos, que puso en entredicho el acuerdo nuclear, particularmente por parte de EE.UU. A principios de febrero, el mercado del petróleo sufrió una fuerte corrección en línea con la trayectoria de los mercados financieros internacionales, que llevó al precio del Brent hasta los 62,6 $/bl el día 12. La caída del 11% del precio vino en buena medida explicada por el riesgo sistémico originado en los mercados de valores. Sin embargo, por el lado de los fundamentos del petróleo, esta caída del precio encontró cierto respaldo en los importantes incrementos que ha venido registrando la producción de EE.UU. este año. Hasta mediados de marzo el precio del Brent se mantuvo muy estable en el rango de los 64‐66 $/bl, y a partir de entonces comenzó un rally al alza que lo llevó a superar los 70 $/bl. El repunte respondió inicialmente a la creciente tensión entre Arabia Saudí e Irán. Sin embargo, el precio se mantuvo por encima de los 69 $/bl el resto del mes, tanto por declaraciones desde Arabia Saudí en las que asomaba la idea de extender los acuerdos de recortes de producción hasta 2019, como por las evidencias de un mayor declino de la producción de crudo en Venezuela y datos que señalaban el buen desempeño de la demanda global. A cierre del primer trimestre, el precio del Brent se situó en una media de 66,8 $/bl mientras que el crudo WTI ha promediado 62,9 $/bl, situando el diferencial entre ambos en los 3,9 $/bl.

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En lo que respecta al precio del gas natural estadounidense Henry Hub, este promedió 3 $/mmBtu en el primer trimestre de 2018, un 9% menos que el mismo trimestre de 2017. El ajuste del balance materializado en 2017 se relajó durante el primer trimestre de 2018 en un contexto de incremento de la producción de gas seco doméstica y de caída de la demanda interna (fundamentalmente residencial/comercial, y de generación eléctrica), en el que el crecimiento de las exportaciones (gas por tubería y gas natural licuado) ejerció de soporte principal.

3.3 Resultados, flujos de caja y situación financiera

1T 2018 1T 2017 (1 ) Variación

Upstream 320 224 43%

Downstream 425 500 ‐15%

Corporación y otros (129) (154) 16%

RESULTADO NETO AJUSTADO 616 570 8%

Efecto patrimonial (9) 84 ‐111%

Resultados específicos 3 35 ‐91%

RESULTADO NETO 610 689 ‐11%

Mi l lones de euros


al primer trimestre de 2017 (ver Nota 2 “Bases de presentación”) en relación al acuerdo de venta de la participación en Gas Natural.

Los resultados del primer trimestre de 2018 (en adelante, 1T18), comparados con los del mismo periodo de 2017 (en adelante, 1T17), se producen en un entorno caracterizado por unos precios del crudo más elevados (Brent +24%), unos menores precios del gas (Henry Hub ‐9%), un dólar débil frente al euro (‐15%) y, en general, un entorno internacional menos favorable a los negocios industriales (Refino y Química). En el periodo, Repsol ha obtenido un resultado neto ajustado de 616 millones de euros (+8% respecto a 1T17, impulsado por la mejora de los resultados del Upstream), un resultado neto de 610 millones de euros (‐11% respecto a 1T2017, por la ausencia en 1T18 de revalorizaciones de inventarios y desinversiones) y una caja libre de 319 millones de euros (+166% respecto a 1T17), que ha permitido finalizar el trimestre con una deuda neta de 6.836 millones de euros (‐18% frente a 1T17). Upstream La producción media en el primer trimestre, 727 Kbep/d, es un 5% superior a la del mismo periodo de 2017. La mayor producción se explica por la puesta en marcha de nuevos pozos (Juniper) y el mejor desempeño en Trinidad y Tobago, la mayor actividad en Libia y la incorporación de nuevos pozos en UK (Shaw and Cayley). Estos efectos positivos se han visto parcialmente compensados por el efecto de las desinversiones realizadas en Rusia (SK) y en Indonesia (Ogan Komering) en 2017, la menor demanda de gas en Bolivia y determinadas interrupciones por incidencias en Perú. Respecto a la actividad de exploración, en el primer trimestre se ha concluido la perforación de seis sondeos exploratorios, uno con resultado positivo y cinco con resultado negativo. Al final del periodo se encontraban en curso cuatro sondeos exploratorios y uno de appraisal. El Resultado neto ajustado de Upstream ha ascendido a 320 millones de euros, muy superior al del primer trimestre del año anterior (224 millones de euros). Esta mejora se explica principalmente por el incremento de los precios de realización del crudo y por los mayores volúmenes vendidos (Libia, Trinidad y Tobago, Noruega y UK), que se han visto parcialmente compensados por el incremento de impuestos derivado de la mejora de las operaciones, el efecto negativo del tipo de cambio por el debilitamiento del dólar y, destacadamente, por los mayores gastos exploratorios derivados de la amortización y provisión de pozos e inversiones con escasa probabilidad de éxito. Adicionalmente, hay que considerar el impacto en resultados de la nueva fórmula de cálculo de las amortizaciones de activos productivos (ver Nota 2.4).

17

Variación del Resultado neto ajustado Upstream 1T 2018 vs. 1T 2017

El EBITDA de Upstream asciende a 1.101 millones de euros, un 20% superior al del mismo periodo del año anterior, impulsado por el mejor resultado de las operaciones. Las inversiones de explotación del periodo (452 millones de euros) aumentan un 3% respecto a 2017. Las inversiones de explotación se han acometido fundamentalmente en inversiones en activos en producción y/o desarrollo, principalmente en EE.UU, Canadá, Vietnam, Trinidad y Tobago, Noruega, Malasia e Indonesia, destacando la adquisición del 7,7% del campo Visund en Noruega, operado por Statoil y que se espera que aporte una producción de unos 10.000 barriles equivalentes de petróleo al día.

Downstream El Resultado neto ajustado en el primer trimestre de 2018 ha sido de 425 millones de euros, inferior al del mismo periodo de 2017.

Variación del Resultado neto ajustado Downstream 1T 2018 vs. 1T 2017

18

La variación del resultado se explica principalmente por:

- En Refino, a pesar del incremento en la destilación por la mejora de la utilización de las plantas, se reducen los resultados como consecuencia de los menores márgenes unitarios, afectados por el entorno internacional y el efecto negativo del tipo de cambio por el debilitamiento del dólar, así como por los mayores gastos por amortizaciones.

- En Química los menores resultados se explican por el debilitamiento del entorno internacional, principalmente como consecuencia del incremento de los precios de la nafta, así como por las menores ventas y los mayores costes variables por paradas programadas e incidencias operativas.

- Los mejores resultados en Trading y Gas&Power se explican fundamentalmente por los mayores márgenes en el trading de gas en Norteamérica, favorecidos por la alta volatilidad en los precios causada por las bajas temperaturas durante el mes de enero en el noreste de EE.UU.

- En Negocios Comerciales los mayores resultados se producen principalmente en las líneas de GLP –por los mejores márgenes del negocio de envasado, así como por los mayores volúmenes vendidos como consecuencia de las bajas temperaturas– y Marketing, impulsados por la mejora de márgenes y de los volúmenes vendidos.

El EBITDA de Downstream asciende a 733 millones de euros (frente a los 961 millones de euros del primer trimestre de 2017). Las inversiones de explotación del periodo ascienden a 138 millones de euros frente a 114 millones de euros en el mismo periodo de 2017. Corporación y otros El Resultado neto ajustado asciende a ‐129 millones de euros (frente a los ‐154 millones de euros del 1T17), por la reducción de los costes corporativos y por la mejora del resultado financiero, favorecido por los buenos resultados de las posiciones en dólar y por los menores intereses de la deuda. El Efecto Patrimonial ha ascendido a ‐9 millones de euros. Su variación se explica por la evolución de los precios de los productos durante el trimestre. Los Resultados Específicos, que a partir de ahora incluyen también los resultados de la participación en Gas Natural Fenosa tras su clasificación como operación interrumpida (ver Nota 1.3), ascienden a 3 millones de euros, destacando las provisiones por riesgo de crédito en Venezuela.


al primer trimestre de 2017 (ver Nota 2 “Bases de presentación”) en relación al acuerdo de venta de la participación en Gas Natural (ver Nota 1.3).

El Resultado neto del primer trimestre, como consecuencia de todo lo anterior, ha ascendido a 610 millones de euros, un 11% inferior al del mismo periodo en 2017.

TOTAL

Millones de euros 1T 2018 1T 2017 (1)

Desinversiones 2 18

Reestructuración plantillas (2) (4)

Deterioros (2) (28)

Provisiones y otros (63) (11)

Operaciones interrumpidas (ver Nota 1.3) 68 60

TOTAL 3 35

19

El Flujo de caja libre en el primer trimestre de 2018 ha ascendido a 319 millones de euros, superior a los 120 millones del primer trimestre de 2017, como consecuencia del incremento del flujo de caja de las operaciones. El mantenimiento del EBITDA, el esfuerzo en la gestión del circulante y la eficiencia en los proyectos de inversión, han permitido atender un mayor pago de impuestos y atender el servicio de la deuda, a pesar de la ausencia de desinversiones en el periodo. Como consecuencia de la concentración en el periodo de los pagos por dividendos (scrip dividend) y de los cupones anuales de los bonos híbridos, así como, fundamentalmente, por la adquisición de autocartera, la caja ha disminuido en 466 millones de euros.

La Deuda Neta a 31 de marzo de 2018 asciende a 6.836 millones de euros, significativamente inferior a la existente a 31 de marzo de 2017, 8.345 millones de euros, como consecuencia de la mejora de la caja generada por los negocios durante el periodo y la reducción del coste de la deuda. Respecto a la deuda existente a 31 de diciembre de 2017, 6.267 millones de euros, el incremento se explica fundamentalmente por las operaciones de compra de autocartera en el periodo. La Liquidez del Grupo a 31 de marzo de 2018, incluyendo las líneas de crédito comprometidas y no dispuestas, se ha situado en 6.518 millones de euros, suficiente para cubrir 1,33 veces los vencimientos de deuda a corto plazo. Repsol tenía líneas de crédito no dispuestas por un importe de 2.241 millones de euros y 2.503 millones de euros a 31 de marzo de 2018 y a 31 de diciembre de 2017, respectivamente.

3.4 Información por área geográfica

La distribución geográfica de las principales magnitudes en cada uno de los periodos presentados es la siguiente:

Millones de euros 1T 2018 1T 2017 ( 1 )

1T 2018 1T 2017 ( 1 )

1T 2018 1T 2017 ( 1 )

31/03/2018 31/03/2017

Upstream 555 335 320 224 452 438 21.063 23.865

Europa, África y Brasil 372 170 176 82 153 91 ‐ ‐

Latinoamérica‐Caribe 197 178 168 106 44 162 ‐ ‐

Norteamérica 77 (11) 60 (10) 141 115 ‐ ‐

Asia y Rusia 94 86 57 53 66 29 ‐ ‐

Exploración y otros (185) (88) (141) (7) 48 41 ‐ ‐

Downstream 558 663 425 500 138 114 9.960 9.822

Europa 475 578 361 446 101 100 ‐ ‐

Resto del Mundo 83 85 64 54 37 14 ‐ ‐

Corporac ión y otros (56) (56) (129) (154) 8 5 1.806 2.703

TOTAL 1.057 942 616 570 598 557 32.829 36.390

Resultado de las

operac iones

Resultado neto

ajustado

Inversiones de

explotac ión Capital empleado

( 2 )

Primer trimestre de 2018 y 2017

NOTA: Para la conciliación de estas magnitudes con las magnitudes NIIF‐UE, véase los Anexos II y III. (1) Incluye las modificaciones necesarias respecto de los estados financieros intermedios resumidos consolidados correspondientes al

primer trimestre de 2017 (ver Nota 2 “Bases de presentación”) en relación al acuerdo de venta de la participación en Gas Natural. (2) Incluye el capital empleado de las operaciones continuadas.

1T 2018 1T 2017

EBITDA 1.804 1.844


Cobros de dividendos ‐ 3



I. FLUJO DE CAJA DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 919 717



II. FLUJO DE CAJA DE ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (600) (597)

FLUJO DE CAJA LIBRE (I + II) 319 120

Pagos por dividendos y remuneración de otros instrumentos de patrimonio (196) (138)

Intereses netos (185) (233)

Autocartera (404) (165)

CAJA GENERADA EN EL PERIODO (466) (416)

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(4) OTRA INFORMACIÓN

A continuación se describen las variaciones más significativas registradas durante el periodo en los epígrafes del balance de situación y de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidados.

4.1 Patrimonio neto

31/03/2018 31/12/2017

Fondos propios: 29.913 30.197

Capital 1.556 1.556

Prima de Emisión y Reservas: 27.454 25.694

Prima de Emisión (1)

6.428 6.428

Reserva legal (2)

299 299

Resultados de ejercicios anteriores y otras reservas (3)

20.727 18.967

Acciones y participaciones en patrimonio propias (549) (45)

Resultado del ejercicio atribuido a la entidad dominante 610 2.121

Dividendos y retribuciones (153) (153)

Otros instrumentos de patrimonio 995 1.024

Otro resultado global acumulado (902) (404)

Intereses minoritarios 273 270

TOTAL PATRIMONIO NETO 29.284 30.063

Millones de euros

(1) La Ley de Sociedades de Capital (LSC) permite expresamente la utilización del saldo de la prima de emisión para ampliar el capital y no establece restricción específica alguna en cuanto a la disponibilidad de dicho saldo.

(2) De acuerdo con la LSC, debe destinarse una cifra igual al 10% del beneficio del ejercicio a la reserva legal hasta que ésta alcance al menos el 20% del capital social. La reserva legal podrá utilizarse para aumentar el capital en la parte de su saldo que exceda el 10% del capital ya aumentado. Salvo para la finalidad mencionada anteriormente, y mientras no supere el 20% del capital social, esta reserva sólo podrá destinarse a la compensación de pérdidas y siempre que no existan otras reservas disponibles suficientes para este fin.

(3) “Otras reservas” incluye los ajustes derivados de las diferencias entre los criterios contables anteriores y la normativa internacional que hayan surgido de sucesos y transacciones anteriores a la fecha de transición a NIIF (1 de enero de 2004). En 2018 incluye el impacto de las normas de primera aplicación (ver Nota 2.3).

Capital A 31 de marzo de 2018, el capital social de Repsol, S.A. asciende a 1.556.464.965 euros, totalmente suscrito y desembolsado, representado por 1.556.464.965 acciones de 1 euro de valor nominal cada una. Según la última información disponible los accionistas significativos de Repsol, S.A. son:

Accionistas significativos% sobre el

capital social

CaixaBank, S.A. 9,5

Sacyr, S.A.(1) 7,9

Temasek Holdings (Private) Limited (2) 3,8

Blackrock, Inc. (3)

4,5

(1) Sacyr, S.A. ostenta su participación a través de Sacyr Securities, S.A.U, Sacyr Investments S.A.U. y Sacyr Investments II, S.A.U. (2) Temasek ostenta su participación a través de su filial Chembra Investment PTE, Ltd. (3) Blackrock, Inc. ostenta su participación a través de diversas entidades controladas.

21

Acciones y participaciones en patrimonio propias Las principales operaciones con acciones propias efectuadas por el Grupo Repsol han sido las siguientes:

Nº Acciones Importe (M€) % capi ta l

Sa ldo a 31/12/2017 3.028.924 45 0,19%

Compras mercado (1) 35.490.526 526 2,28%

Ventas mercado (1) (1.462.888) (22) 0,09%

Sa ldo a 31/03/2018 (2 ) 37.056.562 549 2,38%

(1) Incluye las acciones adquiridas y entregadas (en su caso) en el marco del Plan de Adquisición de Acciones y de los Planes de compra

de acciones por los beneficiarios de los programas de retribución variable plurianual. En 2018 se han entregado 162.888 acciones de acuerdo con lo establecido en cada uno de los planes (ver Nota 28.4 de las Cuentas Anuales consolidadas 2017).

(2) El saldo a 31 de marzo de 2018 incluye equity swaps contratados por Repsol, S.A. con entidades financieras sobre un nocional total de 31 millones de acciones de Repsol, S.A., por los que se transfieren al Grupo el riesgo económico y los derechos económicos inherentes al subyacente.

Retribución al accionista A continuación se detalla la retribución a los accionistas de Repsol, S.A. durante el periodo de tres meses terminado el 31 de marzo del 2018 a través del programa denominado “Repsol Dividendo Flexible”:

Desembolso en

efectivo

Retribución en

acciones

(millones de

euros)

(millones de

euros)

Diciembre 2017/Enero 2018 393.708.447 0,388 153 29.068.912 440

Nº de derechos de

asignación

gratuita vendidos

a Repsol

Precio del

compromiso de

compra

(€/derecho)

Acciones nuevas

emitidas

El Consejo de Administración, en su reunión celebrada el 4 de abril de 2018, acordó someter a la Junta General Ordinaria de Accionistas –cuya celebración está prevista el 10 y 11 de mayo de 2018 en primera y segunda convocatoria, respectivamente– en el marco del programa “Repsol Dividendo Flexible” y en sustitución del dividendo complementario del ejercicio 2017, una propuesta de ampliación de capital con cargo a reservas voluntarias procedentes de beneficios no distribuidos, equivalente a una retribución de unos 0,50 euros por acción. Asimismo, el Consejo de Administración acordó someter a la referida Junta General Ordinaria de Accionistas una reducción de capital mediante amortización de acciones propias con la finalidad de compensar el efecto dilutivo de las ampliaciones de capital liberadas que se formalicen en el ejercicio 2018 en el marco del programa “Repsol Dividendo Flexible” (una ya realizada en el mes de enero, en sustitución del tradicional pago del dividendo a cuenta del ejercicio 2017, y en la que se emitieron 29.068.912 acciones, y la otra prevista para julio de 2018, en sustitución del tradicional dividendo complementario del ejercicio 2017). Dicha reducción de capital se realizaría mediante la amortización de la autocartera existente a la fecha del acuerdo del Consejo y de las acciones que se adquieran a través de un programa de recompra de acciones y, en su caso, a través de la liquidación de derivados contratados con anterioridad al 4 de abril de 2018. El principal efecto de la indicada reducción de capital será un incremento del beneficio por acción, lo que redundará en favor de sus accionistas.

22

4.2 Instrumentos financieros

Activos financieros

31/03/2018 31/12/2017

Activos financieros no corrientes 1.752 2.038

Derivados por operaciones comerciales no corrientes (1)

2 2

Otros activos financieros corrientes 286 257

Derivados por operaciones comerciales corrientes (2)

50 60

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 3.824 4.601

Tota l activos f inancieros 5.914 6.958

Mi l lones de euros

(1) Registrados en el epígrafe “Otros activos no corrientes” del balance de situación consolidado. (2) Registrados en el epígrafe “Otros deudores” del balance de situación consolidado.

Pasivos financieros

31/03/2018 31/12/2017

Pasivos financieros no corrientes 8.999 10.080

Pasivos financieros corrientes 5.046 4.206

Derivados por operaciones comerciales corrientes (1)

90 215

Tota l pas ivos f inancieros 14.135 14.501

Mi l lones de euros

(1) Registrados en el epígrafe “Otros acreedores” del balance de situación consolidado.

Para más información de detalle sobre los instrumentos financieros del balance de situación clasificados por clase de activos y pasivos financieros, véase el Anexo II. Durante los tres primeros meses de 2018 las principales emisiones, vencimientos, cancelaciones o recompras de obligaciones y otros valores negociables han sido las siguientes:

- En enero de 2018, ROGCI ha recomprado un bono de vencimiento en febrero de 2021 y un cupón fijo anual del 3,75% por un total de 251 millones de dólares, habiéndose registrado un resultado negativo de 10 millones de euros en el epígrafe “Deterioro y resultado por enajenación de instrumentos financieros”.

- En febrero de 2018 se ha cancelado a su vencimiento el bono emitido por RIF en septiembre de 2012 al

amparo del Programa EMTN por importe nominal de 750 millones de euros y un cupón fijo anual del 4,375%.

23

El saldo vivo de las obligaciones y valores negociables a 31 de marzo es el siguiente:

ISIN Entidad emisora

Fecha de

emisión Moneda

Nominal

(millones) Tipo medio % Vencimiento Cotiza (5)

US87425EAE32 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. oct‐97 Dólar 50 7,250% oct‐27 ‐

US87425EAH62 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. may‐05 Dólar 88 5,750% may‐35 ‐

US87425EAJ29 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. ene‐06 Dólar 102 5,850% feb‐37 ‐

US87425EAK91 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. nov‐06 Dólar 115 6,250% feb‐38 ‐

XS0733696495 (1) Repsol International Finance, B.V. ene‐12 Euro 1.000 4,875% feb‐19 LuxSE

US87425EAN31 (3) Repsol Oil & Gas Canada Inc. may‐12 Dólar 57 5,500% may‐42 ‐

XS0933604943 (1) Repsol International Finance, B.V. may‐13 Euro 1.200 2,625% may‐20 LuxSE

XS0975256685 (1) Repsol International Finance, B.V. oct‐13 Euro 1.000 3,625% oct‐21 LuxSE

XS1148073205 (1) Repsol International Finance, B.V. dic‐14 Euro 500 2,250% dic‐26 LuxSE

XS1207058733 (2) Repsol International Finance, B.V. mar‐15 Euro 1.000 4,500%

(4) mar‐75 LuxSE

XS1334225361 (1) Repsol International Finance, B.V. dic‐15 Euro 600 2,125% dic‐20 LuxSE

XS1352121724 (1) Repsol International Finance, B.V. ene‐16 Euro 100 5,375% ene‐31 LuxSE

XS1442286008 (1) Repsol International Finance, B.V. jul‐16 Euro 600 Eur. 3M +70 p.b. jul‐18 LuxSE

XS1451452954 (1) Repsol International Finance, B.V. jul‐16 Euro 100 0,125% jul‐19 LuxSE

XS1613140489 (1) Repsol International Finance, B.V. may‐17 Euro 500 0,500% may‐22 LuxSE

(1) Emisiones realizadas al amparo del Programa EMTN garantizado por Repsol, S.A., renovado en mayo de 2017. (2) Bono subordinado emitido por Repsol International Finance B.V. con la garantía de Repsol, S.A. No corresponde a ningún programa

abierto o de emisión continua de deuda. (3) Emisiones de Repsol Oil&Gas Canada, Inc., garantizadas por Repsol, S.A., realizadas al amparo de los programas de emisión universal

de deuda “Universal Shelf Prospectus” y el programa de emisión de bonos a medio plazo “Medium‐Term Note Shelf Prospectus” en Estados Unidos y Canadá, respectivamente.

(4) Cupón revisable el 25 de marzo de 2025 y el 25 de marzo de 2045. (5) LuxSE (Luxembourg Stock Exchange). No se consideran sistemas multilaterales de negociación u otros centros de negociación o

mercados no oficiales OTC (over‐the‐counter).

Adicionalmente, Repsol International Finance B.V. (RIF) mantiene un Programa Euro Commercial Paper (ECP) formalizado el 16 de mayo de 2013, garantizado por Repsol, S.A., por importe máximo de 2.000 millones de euros. Al amparo de este programa se han realizado diversas emisiones y cancelaciones a lo largo del periodo, siendo el saldo vivo a 31 de marzo de 2018 de 1.982 millones de euros.

4.3 Inmovilizado material

Las principales inversiones del Grupo por área geográfica se detallan en la Nota 3.4 “Información por área geográfica”, que presentan siguiendo el modelo de reporting del Grupo.

4.4 Inversiones contabilizadas por el método de la participación

Repsol contabiliza por el método de la participación las inversiones y los resultados en los negocios conjuntos y en las compañías asociadas en que participa. Las inversiones en negocios conjuntos corresponden fundamentalmente a Repsol Sinopec Brasil S.A., YPFB Andina, S.A., BPRY Caribbean Ventures, Llc., Petroquiriquire, S.A., Cardón IV, S.A. y Equion Energía, Ltd., y en asociadas fundamentalmente a Petrocarabobo, S.A., tras el mencionado acuerdo de venta de la participación en Gas Natural (ver Nota 1.3).

24

El reflejo de esas inversiones en los estados financieros del Grupo es el siguiente:

31/03/2018 31/12/2017 31/03/2018 31/03/2017 ( 2 )

Negocios conjuntos 5.858 5.969 132 79

Asociadas 81 3.299 6 1

TOTAL 5.939 9 .268 138 80

Millones de euros

Valor contable de la inversión Resultado por integrac ión ( 1 )

(1) Corresponde a los resultados del periodo de operaciones continuadas. No incluye el Otro resultado global por importe de ‐141 millones de euros en 2018 (‐139 millones de euros correspondientes a negocios conjuntos y ‐2 millones de euros correspondientes a asociadas) y de ‐73 millones de euros en 2017 (‐70 millones de euros correspondientes a negocios conjuntos y ‐3 millones de euros correspondientes a asociadas).

(2) Incluye las modificaciones necesarias respecto los estados financieros intermedios resumidos consolidados correspondientes al primer trimestre de 2017 (ver Nota 2 “Bases de presentación”) en relación al acuerdo de venta de la participación en Gas Natural.

El movimiento de este epígrafe durante el periodo ha sido el siguiente:

2018 2017

Saldo a 1 de enero 9 .268 10 .176

Inversiones netas 3 49

Resultado inversiones contabilizadas por el método de la participación 138 80

Resultado operaciones interrumpidas (1)

68 60

Dividendos repartidos (82) (8)

Diferencias de conversión (142) (62)

Reclasificaciones y otros movimientos (2) (3.314) (39)

Saldo a 31 de marzo 5 .939 10 .256

Millones de euros

(1) Incluye las modificaciones necesarias respecto de las Cuentas Anuales consolidadas 2017 y los estados financieros intermedios

resumidos consolidados correspondientes al primer trimestre de 2017 (ver Nota 2 “Bases de presentación”) en relación al acuerdo de venta de la participación en Gas Natural.

(2) Incluye la reclasificación a activos mantenidos para la venta de la inversión en Gas Natural (ver Nota 1.3 “Principales variaciones en el perímetro de consolidación del Grupo”).

4.5 Ingresos y gastos de explotación

Ingresos procedentes de contratos con clientes La distribución los epígrafes “Ventas” e “Ingresos por prestación de servicios” por país a 31 de marzo de 2018 se muestra a continuación:

Millones de euros

España 6.917

Perú 861

Portugal 623

Estados Unidos 547

Resto 2.067

Total ( 1 )

11.015

(1) La distribución por área geográfica se ha elaborado en función de los mercados a los que van destinadas las ventas o ingresos por prestación de servicios.

4.6 Situación fiscal

Impuesto sobre beneficios Para la estimación del impuesto sobre beneficios devengado en los periodos intermedios se utiliza el tipo impositivo efectivo estimado anual. No obstante, los efectos fiscales derivados de sucesos ocasionales o transacciones singulares del periodo se tienen en cuenta íntegramente en el mismo.

25

El tipo impositivo efectivo en el resultado neto ajustado para los primeros tres meses del año se ha estimado en el 35%. Este tipo es superior al del mismo periodo del año anterior (28%), principalmente por el aumento de resultados en negocios de Upstream con tipos impositivos elevados. El tipo impositivo efectivo aplicable al resultado de las operaciones continuadas (antes de impuestos y antes del resultado de las entidades valoradas por método de participación) ha sido del 43%. Este tipo es superior al del mismo periodo de 2017 (23%) por motivos similares a los indicados en el párrafo anterior. Actuaciones administrativas y judiciales con trascendencia fiscal La información contenida en este apartado actualiza las actuaciones administrativas y judiciales con trascendencia fiscal informadas en la Nota 23 “Impuestos” de las Cuentas Anuales consolidadas del ejercicio 2017 en los siguientes países: Brasil En relación con el contencioso que Petrobras, como operador del bloque BM‐S‐9 en el que Repsol tiene una participación del 25%, mantiene contra el Estado de Sao Paulo (Brasil) por la supuesta infracción de obligaciones formales en el año 2009 (emisión de notas fiscales vinculadas al movimiento de materiales y equipos a la plataforma de perforación Stena), los tribunales han resuelto favorablemente a la Compañía. La sentencia es firme y definitiva, por lo que desaparece la contingencia sobre este asunto. Ecuador En relación con los contenciosos que mantiene contra el Gobierno de Ecuador la compañía Oleoducto de Crudos Pesados, S.A. (OCP), participada por Repsol Ecuador, S.A. en un 29,66%, respecto del tratamiento fiscal de la deuda subordinada emitida para la financiación de sus operaciones, se ha presentado, en el mes de marzo de 2018, una demanda de arbitraje internacional.

4.7 Riesgos litigiosos

La información contenida en este apartado actualiza las contingencias legales informadas en la Nota 16 de las Cuentas Anuales consolidadas del ejercicio 2017 en los siguientes litigios: Litigio del oleoducto “Galley” En agosto de 2012 se produjeron daños y una fuga en el oleoducto Galley, en el que Repsol Sinopec Resources UK Limited (“RSRUK”, anteriormente Talisman Sinopec Energy UK Limited –TSEUK–) tiene una participación del 67,41%. En septiembre de 2012, RSRUK solicitó cobertura de los daños y las pérdidas sufridas a consecuencia del incidente a la compañía aseguradora Oleum Insurance Company (“Oleum”), una filial 100% de ROGCI quien ostenta, a su vez, una participación del 51% en RSRUK. En julio de 2014, RSRUK reclamó a Oleum 351 millones de dólares por daños materiales e interrupción del negocio. Hasta la fecha de los presentes estados financieros, la documentación presentada por RSRUK en soporte de su reclamación no permite concluir la existencia de cobertura bajo la póliza. El 8 de agosto de 2016, RSRUK interpuso solicitud de arbitraje, que tiene lugar en Londres y con la ley del Estado de Nueva York como ley aplicable al fondo de la reclamación. En junio de 2017, el Tribunal, a propuesta de las partes, aprobó la bifurcación del procedimiento en dos etapas (responsabilidad y cobertura ‐liability‐ y, en su caso, valoración de los daños y pérdidas ‐quantum‐). La vista oral sobre las cuestiones a dilucidar en la primera etapa se celebró entre el 19 de febrero y el 2 de marzo de 2018 y las partes presentaron sus conclusiones finales el 26 de marzo de 2018.

26

4.8 Riesgos geopolíticos

La información relativa a este apartado actualiza el contenido de la Nota 21.3 de las Cuentas Anuales consolidadas del ejercicio 2017. Venezuela La exposición patrimonial de Repsol en Venezuela a 31 de marzo asciende aproximadamente a 1.100 millones de euros, que incluye fundamentalmente la financiación otorgada a las filiales venezolanas. La exposición se ha reducido respecto a 31 de diciembre de 2017 como consecuencia de la provisión por riesgo de crédito derivada de la aplicación de la NIIF 9 (ver Nota 2.3). Durante el periodo se han producido modificaciones en el régimen cambiario venezolano1 (Convenio Cambiario nº 39) para establecer el tipo de cambio DICOM como referente para la liquidación y conversión de moneda extranjera. La divisa venezolana –de acuerdo con el tipo de cambio DICOM‐ ha sufrido una fuerte devaluación, pasando de un tipo de cambio 4.014 Bs/€ a 1 de enero a 60.867 Bs/€ a 31 de marzo de 2018. Esta devaluación no ha tenido impactos negativos en los estados financieros del Grupo. Vietnam Repsol posee en Vietnam derechos mineros sobre trece bloques, distribuidos en 6 contratos de reparto de producción (PSC): uno en producción con un área neta de 152 km2, uno en desarrollo con 1.117 km2 y cuatro en exploración, con una superficie neta de 72.244 km2. La producción neta media en 2017 alcanzó los 5,2 miles de barriles equivalentes de petróleo día (7,1 miles de barriles equivalentes de petróleo día en el primer trimestre de 2018). Las reservas probadas netas estimadas a 31 de diciembre de 2017 ascienden a 27 millones de barriles equivalentes de petróleo. El valor contable de los activos a 31 de marzo de 2018 asciende a unos 1.000 millones de euros y existen compromisos adicionales relacionados con la inversión en esas áreas. Durante el periodo, Repsol ha recibido instrucciones de PetroVietnam para que, por el momento, no continúe con la ejecución de las actividades programadas para el proyecto de desarrollo Ca Rong Do (CRD), ubicado en la zona del mar del sur de China2. El alcance de la suspensión de las actividades todavía no se ha

1 El 26 de enero de 2018 se publicó el Convenio Cambiario N° 39 que deroga el N° 35 y el Nº 38 y que establece las normas que deben regir las operaciones en el sistema cambiario DICOM a partir de dicha fecha. Los aspectos más relevantes para Repsol son: i) El tipo de cambio DICOM aplicará para todas aquellas operaciones de liquidación de monedas extranjeras del sector público y privado, así como todas aquellas operaciones de liquidación de monedas extranjeras no previstas expresamente en el mismo; ii) La conversión de la moneda extranjera para la determinación de la base imponible de las obligaciones tributarias, se efectuará al tipo de cambio DICOM; iii) Las personas jurídicas podrán adquirir mensualmente el equivalente al 30% del ingreso bruto promedio mensual, declarado en el Impuesto Sobre la Renta del ejercicio fiscal inmediatamente anterior, hasta un monto máximo equivalente de 340 mil euros o su equivalente en otra moneda; y iv) las personas jurídicas que adquieran moneda extranjera a través del DICOM, aplicarán como base de cálculo para su estructura de costes y demás fines, la tasa de cambio resultante de las subastas. La primera subasta tuvo lugar el 5 de febrero de 2018 siendo el tipo de cambio resultante 30.985 Bs/€. La última subasta ha sido el 20 de abril de 2018 y el tipo de cambio resultante 82.159,09 Bs/€, por lo que la divisa venezolana ha sufrido una fuerte devaluación en el periodo (la cotización a 1 de enero de 2017 fue de 4.014 Bs/$).

El 22 de marzo de 2018 fue publicado el Decreto Presidencial N° 3.332, que establece la reconversión de la unidad del sistema monetario de la República Bolivariana de Venezuela. En tal sentido, a partir del 4 de junio de 2018, fecha de entrada en vigencia de la reconversión, se deberá re expresar la unidad del sistema monetario venezolano, en el equivalente a mil bolívares (Bs. 1.000) actuales. En consecuencia, todo importe expresado en moneda nacional antes de la citada fecha, deberá ser convertido a la nueva unidad, dividiéndolo entre mil (1.000). La nueva moneda se denominará “bolívar soberano”.

El 20 de febrero de 2018, se anunció el lanzamiento de la criptomoneda “Petro”, respaldada con reservas del campo 1 del Bloque Ayacucho de la Faja Petrolífera del Orinoco, con el objetivo de crear una moneda alternativa al dólar y una economía digital y transparente para el beneficio de los países emergentes. A partir del 23 de marzo, las personas jurídicas y naturales, pueden empezar la compra efectiva de “Petro”. Dicha compra podrá realizarse en divisas convertibles: yuanes, liras turcas, euros y rublos. El 19 de marzo, el Presidente de los Estados Unidos de América firmó la orden ejecutiva por la que prohíbe a personas estadounidenses y residentes en Estados Unidos realizar transacciones con cualquier moneda digital emitida por el gobierno venezolano a partir del 9 de enero de 2018, lo cual aumenta el régimen de sanciones de dicho país sobre personas naturales y jurídicas de Venezuela.

2 En julio de 2017, el Gobierno de Vietnam instruyó a Repsol cesar las actividades de perforación en el Bloque 135/136.

27

determinado y la compañía está trabajando con PetroVietnam para encontrar fórmulas de actuación que satisfagan los intereses de ambas partes. En cualquier caso, Repsol considera que tiene sólidos fundamentos legales para reclamar una compensación por los perjuicios que se pudieran derivar de esta situación.

4.9 Beneficio por acción

El beneficio por acción a 31 de marzo de 2018 y 2017 se detalla a continuación:

1T 2018 1T 2017

610 689

(7) (7)

1.536 1.550

0 ,39 0,44

Resultado atribuido a la sociedad dominante (millones de euros)

BENEFICIO POR ACCIÓN (BPA)

Número medio ponderado de acciones en circulación a 31 de marzo (millones de acciones) (1)

BPA básico y di luido (euros/acc ión)

Ajuste del gasto por intereses correspondiente a las obligaciones perpetuas subordinadas (millones de euros)

(1) El capital social registrado a 31 de marzo de 2017 ascendía a 1.556.464.965 acciones, si bien el número medio ponderado de

acciones en circulación para el cálculo del BPA incluye el efecto de las ampliaciones de capital llevadas a cabo como parte del sistema de retribución a los accionistas “Repsol Dividendo Flexible”, de acuerdo con la normativa contable aplicable (ver Nota 2.2 “Comparación de la información”).

4.10 Otra información

El Consejo de Administración, en su reunión celebrada el 4 de abril de 2018, acordó someter a la Junta General Ordinaria de Accionistas, cuya celebración está prevista el 10 y 11 de mayo de 2018 en primera y segunda convocatoria, respectivamente, la ratificación del nombramiento realizado por cooptación y reelección por un mandato estatutario de 4 años de D. Jordi Gual Solé, así como el nombramiento como Consejeros externos independientes por un mandato estatutario de 4 años de Dña. María del Carmen Ganyet i Cirera y D. Ignacio Martín San Vicente para cubrir las vacantes generadas por la terminación del andato de D. Artur Carulla Font y por la salida de D. Mario Fernández Pelaz.

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ANEXO I: COMPOSICIÓN DEL GRUPO

Las principales sociedades que configuran el Grupo Repsol se recogen en el Anexo I de las Cuentas Anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2017. Los principales cambios en la composición del Grupo durante los tres primeros meses de 2018 son los siguientes:

a) Combinaciones de negocios u otras adquisiciones o aumento de participación en entidades

dependientes, negocios conjuntos y/o inversiones en asociadas:

País Soc iedad Matriz

Método de

consol idac ión ( 1 )

% de

derechos de

voto

adquiridos

% derechos de voto

totales tras la

adquisic ión ( 2 )

WIB Advance Mobility, S.L. España Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, S.A. Constitución marzo‐18 P.E. 50,00% 50,00%

Nombre Concepto Fecha

31.03.2018

(1) Método de consolidación:

I.G.: Integración global. P.E.: Puesta en equivalencia. Los negocios conjuntos se identifican como “N.C.”

(2) Corresponde al porcentaje de participación patrimonial en la sociedad adquirida.

b) Disminución de participaciones en entidades dependientes, negocios conjuntos y/o inversiones en

asociadas u otras operaciones de naturaleza similar:

País Soc iedad Matriz Concepto Fecha

Método de

consol idac ión ( 1 )

% derechos

de voto

enajenados

o dados de

baja

% derechos de

voto totales tras

la enajenac ión

Benefic io /

(Pérdida)

generado

(Mil lones

de euros) ( 2 )

Repsol Energy Resources Canada, Inc. (3)

Canadá Repsol Canadá Inversiones, S.A. Fusión ene‐18 I.G. 100,0% 0,0% ‐

Rocsole OY Finlandia Repsol Energy Ventures, S.A. Dism. Part. ene‐18 P.E. 1,15% 12,50% ‐

Soc iedad

31 .03 .2018

(1) Método de consolidación:

I.G.: Integración global. P.E.: Puesta en equivalencia. Los negocios conjuntos se identifican como “N.C.”.

(2) Corresponde al resultado registrado antes de impuestos. (3) Con efectos 1 de enero 2018, Repsol Oil & Gas Canada Inc. (ROGCI) y Repsol Energy Resources Canada Inc. han sido objeto de una

operación de reorganización societaria denominada bajo legislación canadiense “vertical amalgamation” y, como resultado, ambas sociedades se han refundido en un única sociedad que ha adoptado la denominación social de ROGCI.

29

ANEXO II: OTRA INFORMACIÓN DE DETALLE

Instrumentos financieros Activos financieros El detalle de los activos financieros del Grupo, clasificados por clases de activos, es el siguiente:

Millones de euros 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017

Instrumentos de Patrimonio 20 ‐ 99 118 ‐ ‐ 119 118

Derivados 2 2 ‐ ‐ ‐ ‐ 2 2

Otros activos financieros 52 52 ‐ 1.581 1.868 1.633 1.920

Largo plazo / No corriente 74 54 99 118 1.581 1.868 1.754 2.040

Derivados 67 77 ‐ ‐ ‐ ‐ 67 77

Otros activos financieros 12 10 ‐ ‐ 4.081 4.831 4.093 4.841

Corto plazo / Corrientes 79 87 ‐ ‐ 4.081 4.831 4.160 4.918

TOTAL (1)

153 141 99 118 5.662 6.699 5.914 6.958

31 de marzo de 2018 y 31 de diciembre de 2017

Activos financieros a VR

con cambios en Otro

resultado global (2)

Total

Activos financieros a VR con

cambios en resultados (2)

Activos financieros a

coste amortizado

(1) No incluye “Otros activos no corrientes” y “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” del balance de situación consolidado que a 31 de marzo de 2018 y 31 de diciembre de 2017 ascendían a 420 y 470 millones de euros a largo plazo y 4.687 y 5.161 millones a corto plazo, de los cuales 499 y 1.028 millones de euros corresponden a cuentas a cobrar corrientes de contratos de venta de commodities, que se valoran a valor razonable con cambios en resultados, correspondiendo el resto fundamentalmente a cuentas comerciales a cobrar valoradas a coste amortizado.

(2) En el apartado “Valor razonable de los instrumentos financieros” de este anexo se informa de la clasificación de los instrumentos financieros por niveles de jerarquía de valor razonable.

Pasivos financieros El detalle de los pasivos financieros del Grupo, clasificados por clases de pasivos, es el siguiente:

Millones de euros 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017

Deudas con entidades de crédito ‐ ‐ 1.055 1.064 ‐ ‐ 1.055 1.064 1.027 1.043

Obligaciones y otros valores negociables ‐ ‐ 5.315 6.323 ‐ ‐ 5.315 6.323 5.715 6.812

Derivados ‐ ‐ ‐ ‐ 56 68 56 68 56 68

Otros pasivos financieros (3)

‐ ‐ 2.573 2.625 ‐ ‐ 2.573 2.625 2.573 2.625

Largo plazo / No corriente ‐ ‐ 8.943 10.012 56 68 8.999 10.080 9.371 10.548

Deudas con entidades de crédito ‐ ‐ 1.092 539 ‐ ‐ 1.092 539 1.092 539

Obligaciones y otros valores negociables ‐ ‐ 3.648 3.406 ‐ ‐ 3.648 3.406 3.693 3.419

Derivados 107 241 ‐ ‐ 1 2 108 243 108 243

Otros pasivos financieros ‐ ‐ 288 233 ‐ ‐ 288 233 288 233

Corto plazo / Corriente 107 241 5.028 4.178 1 2 5.136 4.421 5.181 4.434

TOTAL ( 1 ) 107 241 13.971 14.190 57 70 14.135 14.501 14.552 14.982


Valor Razonable

Pasivos

financieros

mantenidos para

negociar (2)

Débitos y partidas a

pagar

Derivados de

cobertura (2)

Total

(1) A 31 de marzo de 2018 y 31 de diciembre de 2017, el balance recoge 1.306 y 1.347 millones de euros en el epígrafe “Otros pasivos

no corrientes” y 190 y 195 millones de euros en el epígrafe “Otros acreedores” correspondientes a arrendamientos financieros registrados por el método del coste amortizado, no incluidos en la tabla anterior.

(2) En el apartado “Valor razonable de los instrumentos financieros” de este Anexo se informa de la clasificación de los instrumentos financieros por niveles de jerarquía de valor razonable.

(3) Corresponde fundamentalmente al préstamo concedido por Repsol Sinopec Brasil S.A. a través de su filial Repsol Sinopec Brasil B.V.

30

Valor razonable de los instrumentos financieros La clasificación de los instrumentos financieros registrados en los estados financieros por su valor razonable a 31 de marzo de 2018 y 31 de diciembre de 2017, es la siguiente:

Millones de euros

Activos f inanc ieros 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017

Activos financieros a VR con cambios en resultados 66 68 67 73 20 ‐ 153 141

Activos financieros a VR con cambios en Otro resultado global 1 1 ‐ ‐ 98 ‐ 99 1

Total 67 69 67 73 118 ‐ 252 142

Pasivos f inanc ieros 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017

Pasivos financieros mantenidos para negociar 49 139 58 102 ‐ ‐ 107 241

Derivados de cobertura ‐ ‐ 57 70 ‐ ‐ 57 70

Total 49 139 115 172 ‐ ‐ 164 311

Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Total


Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Total

Los instrumentos financieros reconocidos a valor razonable se clasifican dentro de las distintas jerarquías de valor razonable, que se describen a continuación: Nivel 1: Valoraciones basadas en un precio cotizado en mercado activo para el mismo instrumento. Nivel 2: Valoraciones basadas en un precio cotizado en mercado activo para activos financieros similares o basadas en otras técnicas de valoración que tienen en cuenta datos observables del mercado. Nivel 3: Valoraciones basadas en variables que no son directamente observables en el mercado. (1) No incluye 117 millones de euros a 31 de diciembre de 2017, respectivamente, correspondientes a inversiones en acciones de

sociedades que se registran por su coste de adquisición de acuerdo con NIC 39.

Las técnicas de valoración utilizadas para los instrumentos clasificados en la jerarquía de nivel 2 se basan, de acuerdo a la normativa contable, en un enfoque de ingreso, el cual consiste en el descuento de los flujos futuros conocidos o estimados utilizando curvas de descuento construidas a partir de los tipos de interés de referencia en el mercado (en los derivados, se estiman a través de curvas forward implícitas de mercado), incluyendo ajustes por riesgo de crédito en función de la vida de los instrumentos. En el caso de las opciones se utilizan modelos de fijación de precios basadas en las fórmulas de Black & Scholes. Las variables fundamentales para la valoración de los instrumentos financieros varían dependiendo del tipo de instrumento valorado, pero son fundamentalmente: tipos de cambio (spot y forward), curvas de tipos de interés, curvas de riesgo de contrapartida, precios de renta variable y volatilidades de todos los factores anteriormente mencionados. En todos los casos, los datos de mercado se obtienen de agencias de información reconocidas o corresponden a cotizaciones de organismos oficiales. El valor razonable de los instrumentos clasificados en el Nivel 3, que corresponde a inversiones en el patrimonio de sociedades no cotizadas, ha sido determinado fundamentalmente mediante descuento de flujos de efectivo, y en la medida en que dicha información no esté disponible, a partir del valor contable del patrimonio neto. Las proyecciones de flujos de efectivo, así como la valoración del patrimonio neto, no pueden ser consideradas como inputs de valoración observables en el mercado. No obstante, ninguno de los inputs indicados debería provocar como resultado un cambio significativo en el valor razonable de los instrumentos financieros clasificados en este nivel.

31

Información sobre la cifra de negocios El importe neto de la cifra de negocios por segmentos entre clientes y operaciones entre segmentos se incluye a continuación:

Segmentos 31/03/2018 31/03/2017 31/03/2018 31/03/2017 31/03/2018 31/03/2017

Upstream 1.410 1.194 406 404 1.816 1.598

Downstream 10.287 9.451 4 6 10.291 9.457

Corporación y otros ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

(‐) Ajustes y eliminaciones de

ingresos de explotación entre

segmentos ‐ ‐ (410) (410) (410) (410)

TOTAL 11.697 10.645 ‐ ‐ 11.697 10.645

Mi l lones de euros

Cl ientes Intersegmento Tota l

(1) Incluye las modificaciones necesarias respecto de las Cuentas Anuales consolidadas 2017 y los estados financieros intermedios

resumidos consolidados correspondientes al primer trimestre de 2017 (ver Nota 2 “Bases de presentación”) en relación con el acuerdo de venta de la participación en Gas Natural (ver Nota 1.3).

La reconciliación de otras magnitudes presentadas en la Nota 3.4 con aquellas NIIF‐UE los primeros tres meses de 2018 y de 2017 es la siguiente:

1T 2018 1T 2017

Importe neto de la c ifra de negoc io ( 1 ) 11 .697 10.645

Ajustes:

Upstream (677) (519)

Downstream (5) (5)

Importe neto de la c ifra de negoc io NIIF‐UE ( 2 )

11 .015 10.121

Resultado de las operac iones ( 1 ) 1 .057 942

Ajustes:

Upstream (244) (231)

Downstream (17) 139

Corporación ‐ (6)

Resultado de explotac ión NIIF ‐ UE 796 844

Capital empleado operac iones continuadas ( 1 ) 32 .829 36.390

Ajustes:

Upstream 1.390 973

Downstream 20 15

Capital empleado operaciones interrumpidas 3.291 3.380

Capital empleado 37.530 40.758

Mil lones de euros

(1) Magnitudes elaboradas de acuerdo al modelo de reporting del Grupo que se describe en la Nota 2.6 “Información por segmentos de

negocio”. (2) La cifra Importe neto de la cifra de negocios (NIIF‐UE) corresponde a la suma de los epígrafes de “Ventas” e “Ingresos por prestación

de servicios y otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias.

32

ANEXO III: MEDIDAS ALTERNATIVAS DE RENDIMIENTO

La información financiera de Repsol contiene magnitudes y medidas preparadas de acuerdo con la normativa contable aplicable, así como otras medidas preparadas de acuerdo con el modelo de Reporting del Grupo1 denominadas Medidas Alternativas de Rendimiento (MAR). Las MAR se consideran magnitudes “ajustadas” respecto a aquellas que se presentan de acuerdo con NIIF‐UE o con la Información de las actividades de Exploración y Producción de hidrocarburos2, y por tanto deben ser consideradas por el lector como complementarias pero no sustitutivas de éstas. Las MAR son importantes para los usuarios de la información financiera porque son las medidas que utiliza la Dirección de Repsol para evaluar el rendimiento financiero, los flujos de efectivo o la situación financiera en la toma de decisiones financieras, operativas o estratégicas del Grupo. Para información adicional, véase www.repsol.com. 1. Medidas del rendimiento financiero Resultado neto ajustado El Resultado neto ajustado es la principal medida de rendimiento financiero que la Dirección (Comité Ejecutivo Corporativo, Comité Ejecutivo de E&P y Comité Ejecutivo de Downstream) revisa para la toma de decisiones de acuerdo con la NIIF 8 “Segmentos de operación”. Repsol presenta los resultados de los segmentos incluyendo los correspondientes a negocios conjuntos3 y otras sociedades gestionadas operativamente como tales, de acuerdo con el porcentaje de participación del Grupo, considerando sus magnitudes operativas y económicas bajo la misma perspectiva y con el mismo nivel de detalle que las de las sociedades consolidadas por integración global. De esta manera, el Grupo considera que queda adecuadamente reflejada la naturaleza de sus negocios y la forma en que se analizan sus resultados para la toma de decisiones. El Resultado neto ajustado se calcula como el Resultado de operaciones continuadas a coste de reposición (“Current Cost of Supply” o CCS4) neto de impuestos y minoritarios y sin incluir ciertos ingresos y gastos (Resultados Específicos), ni el denominado Efecto Patrimonial. El Resultado financiero se asigna al Resultado neto ajustado en “Corporación y otros”. El Resultado neto ajustado es una MAR útil para el inversor a efectos de poder evaluar el rendimiento de los segmentos de operación y permitir una mejor comparabilidad con las compañías del sector de Oil&Gas que utilizan distintos métodos de valoración de existencias (ver apartado siguiente).

1 Véase la Nota 2.6. 2 La Información de las actividades de Exploración y Producción de Hidrocarburos que se elabora y difunde con carácter anual por el Grupo, se prepara de acuerdo con los principios habitualmente utilizados en la industria del petróleo y gas, que utiliza como referencia los criterios de desglose recogidos en el Topic 932 del Financial Accounting Standards Board (FASB).

3 Véase la Nota 4.4 “Inversiones contabilizadas por el método de la participación”, donde se identifican los principales negocios conjuntos del Grupo.

4 El Resultado a coste de reposición (CCS), comúnmente utilizado en la industria para presentar los resultados de los negocios Downstream que deben trabajar con importantes inventarios sujetos a fluctuación constante de precios, no es aceptado en la normativa contable europea pero facilita la comparabilidad con otras compañías del sector y el seguimiento de los negocios con independencia del impacto de las variaciones de precios sobre sus inventarios. Como consecuencia de lo anterior, el Resultado neto ajustado no incluye el denominado Efecto patrimonial.

33

Efecto Patrimonial

Es la diferencia entre el Resultado de operaciones continuadas a coste de reposición (CCS) y el resultado calculado a Coste medio ponderado (CMP, método de valoración de inventarios utilizado por la compañía para determinar sus resultados conforme a la normativa contable europea). Afecta únicamente al segmento Downstream, de forma que en el Resultado de operaciones continuadas a CCS, el coste de los volúmenes vendidos en el periodo se determina de acuerdo con los costes de aprovisionamiento y de producción del propio periodo. Además del efecto anterior, el Efecto patrimonial incluye otros ajustes a la valoración de existencias (saneamientos, coberturas económicas…) y se presenta neto de impuestos y minoritarios. La Dirección de Repsol considera que esta es una medida útil para los inversores considerando las variaciones tan significativas que se producen en los precios de los inventarios entre periodos. El CMP es un método contable de valoración de existencias aceptado por la normativa contable europea, por el que se tienen en cuenta los precios de compra y los costes de producción históricos, valorando los inventarios por el menor entre dicho coste y su valor de mercado. Resultados específicos

Partidas significativas cuya presentación separada se considera conveniente para facilitar el seguimiento de la gestión ordinaria de las operaciones de los negocios. Incluye plusvalías/minusvalías por desinversiones, costes de reestructuración de personal, deterioros y provisiones para riesgos y gastos. Los Resultados específicos se presentan netos de impuestos y minoritarios.

A continuación se presenta la reconciliación de los Resultados ajustados bajo el modelo de Reporting del

Grupo con los Resultados preparados bajo NIIF‐UE:

Primer trimestre

AJUSTES

Resultados ajustados Reclasif. de Negocios Conjuntos

Resultados específicos

Efecto patrimonial

(2)

Total ajustes Resultado NIIF‐

UE

Millones de euros 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017

Resultado de explotación 1.057(1) 942

(1)(180) (125) (69) (86) (12) 113 (261) (98) 796 844

Resultado financiero (114) (155) 40 31 (7) 4 ‐ ‐ 33 35 (81) (120)

Resultado neto de las entidades valoradas por el método de la participación – neto de impuestos

11 13 127 67 ‐ ‐ ‐ ‐ 127 67 138 80

Resultado antes de impuestos 954 800 (13) (27) (76) (82) (12) 113 (101) 4 853 804

Impuesto sobre beneficios (333) (222) 13 27 11 57 3 (28) 27 56 (306) (166)

Resultado del ejercicio procedente de operaciones continuadas

621 578 ‐ ‐ (65) (25) (9) 85 (74) 60 547 638

Resultado atribuido a minoritarios por operaciones continuadas

(5) (8) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (1) ‐ (1) (5) (9)

Resultado atribuido a la sociedad dominante operaciones continuadas

616 570 ‐ ‐ (65) (25) (9) 84 (74) 59 542 629

Resultado de operaciones interrumpidas

‐ ‐ ‐ ‐ 68 60 ‐ ‐ 68 60 68 60

RESULTADO TOTAL ATRIBUIDO A LA SOC. DOMINANTE

616 570 ‐ ‐ 3 35 (9) 84 (6) 119 610 689

(1) Resultado de las operaciones continuadas a costes de reposición (CCS).

(2) El Efecto patrimonial supone un ajuste a los epígrafes de “Aprovisionamientos” y “Variación de existencias de producto” de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias NIIF‐UE.

34

EBITDA:

El EBITDA (“Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization”) es un indicador que mide el margen de explotación de la empresa antes de deducir los intereses, impuestos, deterioros, reestructuraciones y amortizaciones. Al prescindir de las magnitudes financieras y tributarias, así como de gastos contables que no conllevan salida de caja, es utilizado por la Dirección para evaluar los resultados de la compañía a lo largo del tiempo, permitiendo su comparación con otras compañías del sector de Oil & Gas. El EBITDA se calcula como Resultado operativo + Amortización + Deterioros + Reestructuraciones y otras partidas que no suponen entradas o salidas de caja de las operaciones (plusvalías/minusvalías por desinversiones y provisiones principalmente). El resultado operativo corresponde al Resultado de las operaciones continuadas a coste medio ponderado (CMP). En caso de que se utilice el Resultado de operaciones continuadas a coste de reposición (CCS) se denomina EBITDA a CCS.

Primer trimestre

Modelo de

Reporting Grupo Reclasif. negocios conjuntos y otros

Efecto patrimonial

Estado de Flujos de Efectivo NIIF‐

UE(1)

Millones de euros 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017

Upstream 1.101 921 (434) (391) ‐ ‐ 667 530

Downstream 733 961 ‐ (2) ‐ ‐ 732 959

Corporación y otros (30) (38) 13 8 ‐ ‐ (17) (30)

EBITDA 1.804 1.844 (421) (385) ‐ ‐ 1.382 1.459

EBITDA a CCS 1.816 1.731 (421) (385) (12) 113 1.382 1.459

(1)

Corresponde a los epígrafes “Resultados antes de impuestos” y “Ajustes de resultado” de los Estados de flujos de efectivo (EFE) consolidados preparados bajo NIIF‐UE.

ROACE:

Esta MAR es utilizada por la Dirección de Repsol para evaluar la capacidad que tienen los activos en explotación para generar beneficios, por tanto es una medida de la eficiencia del capital invertido (patrimonio y deuda). El ROACE (“Return on average capital employed”) se calcula como: (Resultado de explotación ajustado por los resultados de los negocios conjuntos + gasto por impuestos + resultado participadas)1 / (Capital empleado medio del periodo de operaciones continuadas). El Capital empleado mide el capital invertido en la compañía de origen propio y ajeno, y se corresponde con el Total Patrimonio Neto + la Deuda Neta. Incluye el correspondiente a los negocios conjuntos u otras sociedades gestionadas operativamente como tales.

1 Repsol ha modificado el cálculo del ROACE para que éste considere los “Resultados específicos”, mejorando así la comparabilidad con otras compañías del sector. Se ha adaptado la información correspondiente del periodo comparativo.

35

1T 18 1T 17

NUMERADOR (Millones de euros)

Resultado de explotación (NIIF‐UE) 796 844

Reclasificación de negocios conjuntos 178 125

Impuesto sobre beneficios (1) (344) (235)

Resultado entidades valoradas por el método de la participación ‐ neto de impuestos

11 13

I. Resultado ROACE a coste medio ponderado 641 2.743 747 3.077(2)

DENOMINADOR (Millones de euros)

Total Patrimonio Neto 29.284 31.425

Deuda Financiera Neta 6.836 8.345

Capital empleado total a final del periodo 36.120 39.770

II. Capital empleado medio (3) 32.968 36.134

ROACE (I/II) 8,3% 8,5%

(1) No incluye el impuesto sobre beneficios correspondiente al resultado financiero.

(2) Magnitud anualizada por mera extrapolación de los datos del periodo.

(3) Corresponde a la media de saldo del capital empleado al inicio y al final del periodo de operaciones continuadas.

2. Medidas de caja Flujo de caja libre, caja generada y liquidez:

Las dos principales medidas utilizadas por parte de la Dirección del Grupo para evaluar la generación de caja del periodo son el Flujo de caja libre y la Caja generada. El Flujo de caja libre mide la generación de caja correspondiente a las actividades de explotación y de inversión y se utiliza para evaluar los fondos disponibles para pagar dividendos a los accionistas y para atender el servicio de la deuda. La Caja generada corresponde con el Flujo de caja libre una vez deducidos tanto los pagos por dividendos, remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio como los intereses netos y pagos por leasing y autocartera. Esta MAR mide los fondos generados por la Compañía antes de operaciones financieras (principalmente emisiones y cancelaciones).

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A continuación se presenta la reconciliación del Flujo de caja libre y la Caja generada con los Estados de flujos de efectivo consolidados preparados bajo NIIF‐UE:

Primer trimestre

Flujos de caja ajustados

Reclasif. negocios conjuntos y otros

Estado de flujos de efectivo NIIF‐UE

2018 2017 2018 2017 2018 2017

I. Flujos de efectivo de las actividades de explotación 919 717 (140) (38) 779 679

II. Flujos de efectivo de las actividades de inversión (600) (597) 42 57 (558) (540)

Flujo de caja libre (I+II) 319 120 (98) 19 221 139

Caja generada (466) (416) (32) 193 (498) (223)

III. Flujos de efectivo de las actividades de financiación y otros

(1)

(1.093) (1.073) 95 (31) (998) (1.104)

Aumento/(Disminución) neto de efectivo y equivalentes (I+II+III)

(774) (953) (3) (12) (777) (965)

Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo

4.820 4.918 (219) (231) 4.601 4.687

Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo 4.046 3.965 (222) (243) 3.824 3.722

(1) Incluye pagos por dividendos y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio, pagos de intereses, otros cobros/(pagos) de actividades de financiación, cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio, cobros/(pagos) por emisión/(devolución) de pasivos financieros y el efecto de las variaciones en los tipos de cambio.

Por otro lado, el Grupo mide la Liquidez como la suma del “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes”, de los depósitos de efectivo de disponibilidad inmediata contratados con entidades financieras, y de las líneas de crédito a corto y largo plazo comprometidas no dispuestas al final del periodo que corresponden a créditos concedidos por entidades financieras que podrán ser dispuestos por la compañía en los plazos, importe y resto de condiciones acordadas en el contrato.

Primer trimestre

Modelo de Reporting Grupo Reclasif. negocios conjuntos NIIF‐UE

Mar‐18 Dic‐17 Mar‐17 Mar‐18 Dic‐17 Mar‐17 Mar‐18 Dic‐17 Mar‐17

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes

4.046 4.820 3.965 (222) (219) (243) 3.824 4.601 3.722

Líneas de crédito comprometidas no dispuestas

2.241 2.503 4.368 ‐ ‐ ‐ 2.241 2.503 4.368

Depósitos a plazo con disponibilidad inmediata

1

231 231 ‐ ‐ ‐ ‐ 231 231 ‐

Liquidez 6.518 7.554 8.333 (222) (219) (243) 6.296 7.335 8.0901 Nuevo componente. En una situación de mercado con altos niveles de liquidez y tipos de remuneración negativos, Repsol ha contratado depósitos a plazo pero con disponibilidad inmediata que se han registrado en el epígrafe “Otros activos financieros corrientes” (Préstamos y partidas a cobrar) y que no cumplen con los criterios contables de clasificación como efectivo y equivalentes de efectivo.

Inversiones de explotación1:

Esta MAR se utiliza por la Dirección del Grupo para medir el esfuerzo inversor de cada periodo, así como su asignación por negocios, y se corresponde con aquellas inversiones de explotación realizadas por los distintos negocios del Grupo. Incluye el correspondiente a los negocios conjuntos u otras sociedades gestionadas operativamente como tales.

1 Repsol ha modificado su medida del esfuerzo inversor, anteriormente Inversiones netas (inversiones de explotación netas de las desinversiones) de acuerdo con la práctica general de la industria y para mejorar la comparabilidad con las compañías del sector, adaptando la información correspondiente al periodo comparativo.

37

Primer trimestre

Inversiones de explotación

Reclasif. negocios conjuntos y otros

Estado de flujos de efectivo NIIF‐UE

(1)

2018 2017 2018 2017 2018 2017

Upstream 452 438 (63) (102) 389 336Downstream 138 114 1 ‐ 139 114Corporación

y otros 8 5 ‐ ‐ 8 5

TOTAL 598 557 (62) (102) 536 455

(1) Corresponde a los epígrafes “Pagos por inversiones” de los Estados de flujos de efectivo consolidados preparados bajo NIIF‐UE, sin incluir las partidas correspondientes a “Otros activos financieros”.

3. Medidas de la situación financiera Deuda y ratios de situación financiera: La Deuda Neta es la principal MAR que utiliza la Dirección para medir el nivel de endeudamiento de la Compañía. Se compone de los pasivos financieros menos los activos financieros, el efectivo y otros equivalentes al efectivo y el efecto de la valoración neta a mercado de derivados financieros (ex ‐ tipo de cambio). Incluye además la Deuda Neta correspondiente a los negocios conjuntos y a otras sociedades gestionadas operativamente como tales.

Deuda Neta Reclasif. negocios conjuntos (1)

Magnitud según balance NIIF‐UE


Activo no corriente

Instrumentos financieros no corrientes

(2)

128 360 439 1.505 1.560 719 1.633 1.920 1.158

Activo corriente

Otros activos financieros corrientes

275 254 68 11 3 1.241 286 257 1.309

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes

4.046 4.820 3.965 (222) (219) (243) 3.824 4.601 3.722

Pasivo no corriente(3)

Pasivos financieros no corrientes

(6.579) (7.611) (8.490) (2.420) (2.469) 57 (8.999) (10.080) (8.433)

Pasivo corriente(3)

Pasivos financieros corrientes (4.913) (4.160) (4.412) (133) (46) (2.762) (5.046) (4.206) (7.174)

Partidas no incluidas en balance

Valoración neta a mercado de derivados financieros ex tipo de cambio

(4) y otros

207 70 85 (151) ‐ ‐ 56 70 85

DEUDA NETA (6.836) (6.267) (8.345) (8.246) (7.438) (9.333)

(1) Incluye fundamentalmente la financiación neta del Grupo Repsol Sinopec Brasil desglosada en los siguientes epígrafes: Marzo 2018: (Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 21 millones de euros y pasivos financieros corrientes por préstamo intra‐grupo de importe 2.437 millones de euros, minorado en 105 millones de euros por préstamos con terceros). Diciembre 2017: (Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 28 millones de Euros y pasivos financieros corrientes por préstamo intra‐grupo de importe 2.624 millones de euros, minorado en 275 millones de euros por préstamos con terceros) Marzo 2017: (Efectivo y otros activos líquidos equivalentes por importe de 20 millones de euros y pasivos financieros corrientes por préstamo intra‐grupo de importe 2.890 millones de euros, minorado en 393 millones de euros por préstamos con terceros).

(2) Corresponde al epígrafe “Activos financieros no corrientes” del Balance de situación consolidado sin considerar los activos financieros disponibles para la venta.

(3) No incluye los saldos correspondientes a los arrendamientos financieros. (4) En este epígrafe se elimina el valor neto a mercado por derivados financieros diferentes a derivados de tipo de cambio.

38

La Deuda Bruta es una magnitud utilizada para analizar la solvencia del Grupo, e incluye los pasivos financieros y el neto de la valoración a mercado de los derivados de tipo de cambio.

Deuda Bruta Reclasif. negocios conjuntos Magnitud según balance NIIF‐UE


Pasivos financieros corrientes (4.895) (4.133) (4.368) (133) (2.670) (2.762) (5.028) (6.803) (7.130)

Valoración neta a mercado de derivados financieros de tipo de cambio corrientes

(2) (9) (4) ‐ ‐ ‐ (2) (9) (4)

Deuda Bruta corriente (4.897) (4.142) (4.372) (133) (2.670) (2.762) (5.030) (6.811) (7.134)

Pasivos Financieros no corrientes (6.523) (7.542) (8.408) (2.421) 155 57 (8.944) (7.388) (8.351)

Deuda Bruta no corriente (6.523) (7.542) (8.408) (2.421) 155 57 (8.944) (7.388) (8.351)

DEUDA BRUTA (11.420) (11.684) (12.780) (2.554) (2.515) (2.705) (13.974) (14.199) (15.485)

Los ratios indicados a continuación se basan en la Deuda y son utilizados por la Dirección del Grupo para evaluar tanto el grado de apalancamiento como la solvencia del Grupo. El Apalancamiento corresponde a la Deuda Neta dividida por el Capital empleado a cierre del periodo. Este ratio sirve para determinar la estructura financiera y el nivel de endeudamiento relativo sobre el capital aportado por los accionistas y entidades que proporcionan financiación. Es la principal medida para evaluar y comparar con otras compañías de Oil & Gas la situación financiera de la compañía. La Cobertura de la deuda corresponde a la Deuda Neta dividida por el EBITDA y permite evaluar la capacidad de la compañía de devolución de la financiación ajena en número de años (x veces), así como su comparación con otras compañías del sector. El Ratio de Solvencia se calcula como la Liquidez (ver apartado 2 de este Anexo) dividida por la Deuda Bruta a corto plazo, y se utiliza para determinar el número de veces que el Grupo podría afrontar sus vencimientos de deuda a corto plazo con la liquidez actual. La Cobertura de intereses se calcula como los intereses de la deuda (que se compone de los ingresos y los gastos financieros) divididos por el EBITDA. Este ratio es una medida que permite determinar la capacidad de la compañía para atender los pagos por intereses con su EBITDA.

Primer trimestre

Modelo Reporting del Grupo Reclasif. Negocios Conjuntos Magnitud según Balance NIIF ‐ UE

Millones de euros 2018 2017 2018 2017 2018 2017

Intereses 72 95 (16) (18) 56 77

EBITDA 1.804 1.844 (422) (385) 1.382 1.459

Cobertura de intereses 4,0% 5,1% 4,0% 5,2%

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