Actualización del Plan Estratégico Rueda prensa · Advertencia legalAdvertencia legal Este...
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Advertencia legalAdvertencia legal
Este documento puede contener hipótesis de los mercados, informaciones de distintas fuentes y i i b l it ió fi i d G N t l SDG S A (GNF) fili l lprevisiones sobre la situación financiera de Gas Natural SDG. S.A. (GNF) y sus filiales, el
resultado de sus operaciones, y sus negocios, estrategias y planes.
Tales hipótesis, informaciones y previsiones no constituyen garantías de resultados futuros y tá t i i tid b l lt d l d dif i i ifi ti testán expuestas a riesgos e incertidumbres; los resultados reales pueden diferir significativamente
de los reflejados en las hipótesis y previsiones por diversas razones.
GAS NATURAL FENOSA ni afirma ni garantiza la precisión, integridad o equilibrio de la i f ió t id t d t d b t d d l t id tinformación contenida en este documento y no se debe tomar nada de lo contenido en este documento como una promesa o declaración en cuanto a la situación pasada, presente o futura de la sociedad o su grupo.
S d i t l li t i d it fi l i iSe advierte a los analistas e inversores que no depositen su confianza en las previsiones, que se basan en hipótesis y juicios subjetivos, que pueden resultar acertados o no. GAS NATURAL FENOSA declina toda responsabilidad de actualizar la información contenida en este documento, de corregir errores que pudiera contener o de publicar revisiones de las previsiones como res ltado de acontecimientos circ nstancias posteriores a la fecha de esta presentación gresultado de acontecimientos y circunstancias posteriores a la fecha de esta presentación, v.g.cambios en los negocios o la estrategia de adquisiciones de GAS NATURAL FENOSA o para reflejar acontecimientos imprevistos o cambios en las valoraciones o hipótesis.
1
AgendaAgenda
1. Entorno de mercado
2 Sit ió l t i E ñ2. Situación regulatoria en España
3 Prioridades estratégicas3. Prioridades estratégicas
4 Prioridades financieras4. Prioridades financieras
5. Bases para el crecimiento post 20155 ases pa a e c ec e to post 0 5
6. Conclusiones
Entorno de mercadoEntorno de mercado
Mejora de la situación macroeconómica en EspañaA
Expectativas de crecimiento continuado en LatinoaméricaB
Evolución atractiva del mercado global de gasC
Necesidad de inversiones significativas en generación en mercados emergentesD
4
Mejora de la situación macroeconómica en España
AEspaña
% de crecimiento del PIB
Indicadores macroeconómicos Demanda energéticaDemanda eléctrica en España (TWh)
3 7‐0,3
0,4
‐1 4 ‐1,5
0,0 0,9 1,6 2,5
-2,00,02,04,0
252 261 271 267 247 247 249 252 258
150
200
250
300
‐3,7 ‐1,4 1,5
-6,0-4,0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017100
150
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
4
0
Déficit público (como % del PIB)
402 401 373 361 330 332
343 350 361 400
500
Demanda de gas en España (TWh)
10 2 -9,8
-4,2-7,0 -6,5
-5,8-4,2
-2,8
-8
-4241 265 263 278
278 278 279 282 286
161 136 110 83 52 5564 69 76
100
200
300
-10,2 ,-12
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20160
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Convencional Electricidad Total
Fuente: Consenso de varias fuentes incluyendo FMI, Gobierno de España y estimaciones de Gas Natural Fenosa. 5
Recuperación macroeconómica y evolución estable de la demanda energética
Expectativas de crecimiento continuadoB Expectativas de crecimiento continuado en Latinoamérica
Gas Electricidad
B
Gas Electricidad
Demanda 9bcm 46TWh
Crecimiento 2,7%1 3,6%2
Colombia
Demanda 67bcm 202TWh
Crecimiento 2,6%1 3,4%2
Mexico
Demanda 25bcm 457TWh
Crecimiento 7,3%1 4,1%2
Brasil
Demanda 6bcm 33TWh
Crecimiento 6,3%1 4,8%2
Perú
Demanda 5bcm 58TWh
Crecimiento 7,2%1 3,8%2
Chile
1. Fuente: CERA 2011-2017.2. Fuente: CERA 2011-2020.
6
Significativo potencial de crecimiento en la región
Evolución atractiva del mercado global de gas
Cgas
Demanda asiática de GNL (MTpa)Demanda de GNL (MTpa)
20195 205 215 250 +5% Otros Asia No OCDE2
300
350
271290
309
87 85 83 81 80 80
36 37 39 39 39 39 15 17 22 30 32 35 14 15 16 23 27 30 2 4 7
9 11 12 13 12 12
14 16 20 167 171 179
195
50
100
150
200
Corea
ChinaIndiaSE Asiático1
No-OCDE2
115 123 123 122120
120120
200
250245
242 248254
271 87 85 83 81 80 80
0
50
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Japón
% sobredemandadi l d GNL
69% 69% 71% 72% 71% 69%
30
3845 49 57
7686
96
123 3
100
150
mundial de GNL
Demanda de GNL en Latam (MTpa)
10
15
20
25
30
13 9 10 10 11 12 126 5 7 6 4 5 69 11 11 14 12 14 15
6447 48 43 46 53 60
0
50
201620152014201320122011 2017 Brasil
Chile
México
0
5
2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017NorteaméricaOriente Medio
LatAmEuropa
Asia no OCDEAsia OCDE Argentina
Fuente: IHS CERA, Wood Mackenzie GNL Service.1. Incluye: Malasia, Indonesia, Tailandia y Singapur.2. Incluye: Taiwan, Vietnam, Pakistán, Bangladesh, Filipinas y otros.
Perspectivas atractivas de crecimiento del GNL en el medio plazo
7
Necesidad de inversiones significativas en generación en mercados emergentes
D
Demanda total de electricidad (TWh) por región en 2012 2035
Nueva capacidad de generación (GW) por región1 en 2012 2035
generación en mercados emergentes
región en 2012 - 2035 región1 en 2012 - 2035
(TWh)
%CAA
(GW)
3,6% 5,2% 3,7% 3,1% 2,3%
1.4871.5008.8109.000
666
1.000
3.668
6.000
457
271 269
500
693 991 680 875
2.463 2.432
1.466 1.559
3.000
0China India Resto Asia Oriente Medio Latinoamérica
0China India Resto Asia Oriente Medio Latinoamérica
2010 2035
Se estima la instalación de más de 3 000 GW de nueva capacidad
Fuente: World Energy Outlook 2012 (Global Energy Trends). Sólo áreas geográficas seleccionadas.1. Incluye todos los tipos de tecnologías de generación.
Se estima la instalación de más de 3.000 GW de nueva capacidad debido al crecimiento de la demanda
8
Impacto de las medidas del Gobierno en las empresas del sector eléctrico
Ajuste asociado a los RDL publicados en 2012 y 2013
• Reducción de subvencionesRégimen especialExtrapeninsularInterrumpibilidad
2.410 M€2.000 M€
210 M€200 M€
• A cargo del estado 900 M€
• A cargo de “empresas tradicionales” 2.240 M€g pTransporteDistribuciónCiclos combinadosBono social
330 M€1.240 M€
430 M€240 M€
• Nuevos impuestos y tasas 3.100 M€
• Incrementos de tarifa 2.050 M€
TOTAL 10.700 M€
10
Las medidas aprobadas durante los dos últimos años han tenido un impacto total de 10.700 M€
Impacto bruto estimado en EBITDA de GNF de las medidas regulatorias aprobadas yde las medidas regulatorias aprobadas y conocidas 2012-2013
Estimación impacto 2014 (€M)
• RDL 13/2012 ~80
• RDL 15/2012
• RDL 9/2013
~340
180RDL 9/2013
TotalTotal ~600
~180
TotalTotal 600
11
Déficit de tarifa de gas y electricidadDéficit de tarifa de gas y electricidad
Déficit acumulado (€m)
26.672 30.000
17.213
21.063 20.000
7.043
11.659
10.000
1.224 218 124 181 119 310 299
0 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Sector eléctrico Sector gasistaSector eléctrico Sector gasista
El sector del gas no tiene un problema de déficit de tarifa
Fuente: Ministerio de Economía de España, Gas Natural Fenosa.12
g pcomparable al del sector eléctrico
Aspectos diferenciales de la distribución de gas frente a la eléctricade gas frente a la eléctrica
L i ió d l d l ib i l i d d• La distribución de gas no es
un servicio universal ytodavía existe un importantepotencial de gasificación
Esfuerzo inversor neteado por las
bajas de clientes
Baja de clientes aumenta en los de mayor consumo por la
crisis
Retribución de inversión proporcional a variación demanda
La exposición del modelo retributivo al riesgo de mercado disminuye la retribución de la base histórica de activosA
potencial de gasificación
• La actividad de distribución
bajas de clientes crisis a variación demanda
Evolución clientes2011-2012
Evolución demanda 2012 - GWh Retribución neta 2012 (M€)
<4bar >4bar
Altas 220.000 1.206 2.075 51,2B• La actividad de distribuciónde gas presenta riesgos enla remuneración
Bajas 114.000 632 2.900 20,0
Neto 106.000 573 -825 31,2
• El incremento de lainversión en distribución degas contribuye a reducir el 197 €
Cada nuevo cliente de gas aporta ~90€
+90€
C
gas contribuye a reducir elproblema del déficit de tarifa
197 €107 €
∆ ingresos por peaje de conducción
Retribución distribución
13Notas:1. Consumo anual de los clientes que se dan de alta y de baja. Adicionalmente se ha producido un incremento de consumo de 6,5 TWh atribuible a la temperatura, ya que 2011 fue muy cálido2. Ejemplo consumo medio 6 MWh/año.
Evolución de costes del sector gasista y de la demandala demanda
Datos en M€ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013EVariación 2006-2013
Costes 1.976 2.187 2.323 2.608 2.553 2.752 2.987 3.233
Infraestructura básica 710 929 1.051 1.160 1.226 1.269 1.457 1.758
R ifi ió 214 321 376 392 439 463 477 562
+64%
163%
+148%
Regasificación 214 321 376 392 439 463 477 562
Almacenes subterráneos 68 41 50 52 45 45 176 233
Transporte 428 567 625 716 742 761 804 963
+163%
+264%
+125%p
Distribución 1.267 1.259 1.273 1.449 1.328 1.484 1.529 1.475 +16%
Fuente: liquidaciones, memorias de ordenes de la CNE
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013E
Demanda (TWh) 392 408 449 402 401 373 363 342
Demanda convencional (TWh) 257 266 262 241 265 263 278 281
-13%
+9%(TWh) +9%
Fuente: Ministerio de Economía de España, FMI, Gas Natural Fenosa. 14
Los costes de infraestructura básica han crecido muy por encima de la demanda
Evolución de ingresos de distribución del sector gasista
Evolución de los ingresos por punto de suministro de la distribución de gas en España
Evolución de los ingresos por punto de suministro de la distribución de gas en España
sector gasista
suministro de la distribución de gas en España 2000-2012 en términos reales(€año 2002/puntos de suministro)
suministro de la distribución de gas en España 2000-2012 en términos nominales
(€/puntos de suministro)
201
250
300
201 207250
300
201
158
100
150
200201 207
100
150
200
0
50
100
0
50
100
2002 20122002 2012
En los últimos años, los ingresos por punto de suministro de la distribución de gas , g p p gen términos nominales se han mantenido, mientras que han descendido un 21%
en términos reales15
Prioridades estratégicas 2013 – 2015Prioridades estratégicas 2013 2015
1Ejecución del Plan de Eficiencia
2Gestionar cada línea de negocio de acuerdo con las condiciones de mercado
3Gestión de la cartera de negocios según su encaje estratégico
1. Plan de eficiencia1Áreas
1. Plan de eficiencia1Principales iniciativas€300m
Redefinición de parámetros óptimos de mantenimiento
Costes de operación y
mantenimiento35%
Redefinición de parámetros óptimos de mantenimiento predictivo y correctivo.Mejora en el control y supervisión de la red de gas y electricidad.Automatización y racionalización de los procesos d i i t ti
C t d30%
administrativos.
Optimización y simplicidad del proceso comercial.
Creación de centros de servicios compartidos
Costes de comercialización(1)
30% Aumento el peso de los canales auto-gestionados en la relación con el cliente.
Creación de centros de servicios compartidos corporativos.Insourcing / outsourcing selectivo.Reducción de servicios de soporte discrecionales.Evolución del modelo de gestión y priorización de
Costes corporativos35%
g y pinversiones en SSII.
Impacto 2015E
1. Incluye costes de comercialización en las actividades de distribución de gas en España y Latam. 19
Nuevo plan de eficiencia de costes con el objetivo de ahorrar €300m en 2015
Prioridades estratégicasPrioridades estratégicas2 Gestionar cada línea de negocio de
acuerdo con las condiciones de mercadoacuerdo con las condiciones de mercado
1. Prioridades por negocio 2013-20152
A
Distribución
Prioridades clave EBITDA Capex
Capturar potencial crecimiento orgánico
p g
gas Europa
Distribución electricidad
B
Continuar gestionando los aspectos regulatorios
Reducir el impacto regulatorio con el plan de eficienciaelectricidad
Europa
ElectricidadC
Gestionar el plan de inversión de acuerdo con la rentabilidad
Reducir el impacto regulatorio con el plan de eficienciaElectricidad
Gas
D
Gestionar cobertura de la generación y comercialización eléctrica
Aumentar la cuota del negocio internacionalContinuar aprovechando la plataforma de GNLGas Continuar aprovechando la plataforma de GNL para capturar oportunidades de crecimiento
Minorista
E Continuar capturando oportunidades de dual fuel, servicios energéticos y eficiencia energética
F Explotar el potencial de crecimiento orgánicoGestionar las próximas revisiones regulatorias
MinoristaGestionar la eficiencia del proceso comercial
Latam Desarrollar servicios y eficiencia energéticaDesarrollar nuevas oportunidades en generación y distribución de gas
21
Distribución de gas Europa (1/2)A Distribución de gas Europa (1/2)A
España presenta una menor gasificación que otros países europeos
Se espera que continúe el crecimiento histórico de clientes
Puntos de suministro(mill.)
Motores de crecimiento:Competitividad del gas frente a los combustibles sustitutivosSustitución calderas de gasoilSaturación de la zona consolidadaAcceso a nuevas poblaciones
11,5 12
14
16
+2%
+1%/2%
15.0
Acceso a nuevas poblacionesModelo retributivo
85%
66%53% 48%
35%4,9
6,6 7,4
9,0
6
8
10 +3%
+6%
35%27%
0
2
4
2002 2007 2012 2020 2050
# PS neto/año 330 165 165/200 100/200
22
Fuente: CNE y Sedigas.
Dinámica de mercado atractiva para lograr un crecimiento sostenido
22
Distribución de gas Europa (2/2)A Distribución de gas Europa (2/2)AObjetivos 2013–2015E
Factores clavePrincipales variables
Puntos de suministroPuntos de suministro
Penetración 5,6 5,96
8mill.
Inversión anual (1)
Gastos operativos
Inversión por punto de suministro 0
2
4
2012 2015E
Claves 2013 – 2015 298~350
200300400
€m
Inversión anual (1)
La inversión en distribución de gas en E ñ d d di i l
0100
2012 2013 - 2015E
EBITDA(1)
España genera demanda adicional que reduce el déficit de tarifaContinuación de un plan de inversión moderadoEstimación conservadora de ~100 000
983~€1,1bn
250500750
1.000
€mEstimación conservadora de ~100.000 puntos adicionales netos anuales hasta 2015Crecimiento orgánico genera un ligero aumento del EBITDA
0250
2012 2015ELas estimaciones incluyen los ajustes regulatorios conocidos hasta la fecha
231. Sin impacto de las nuevas normas contables (NIIF 11).
Distribución de electricidad EuropaB Distribución de electricidad EuropaBObjetivos 2013–2015E
Principales variablesVentas de electricidad (TWh)
Demanda de electricidad
Base de activos regulados (RAB)
Eficiencias en inversión y gastos operativos
36,3 36,3
30
40
( )
Inversión anual
Eficiencias en inversión y gastos operativos
Nuevos desarrollos en el futuro (smart
metering…)
202012 2015E
284~260
274~255
300(€m)
Claves 2013 – 2015
2002012 2013 - 2015E 2012 2013 - 2015E
EBITDA
Negocio con flujo de caja estable y recurrente
Rendimiento financiero estable a pesar del (Según NIIF11)
entorno económico
Plan de eficiencia en curso para reducir el impacto regulatorio
Gestionar la inversión consistentemente
648 ~650 635 ~640
500750
1.000(€m)
Gestionar la inversión consistentemente con la rentabilidad obtenida, manteniendo la calidad de la red
24
0250
2012 2015E 2012 2015E(Según NIIF11)
Electricidad (1/2)C Electricidad (1/2)C
Capacidad de CCC neta instalada en España
Generación de Energía de CCC en Españaen España
(Cuota por empresa – 2012)en España(Cuota por empresa – 2012)
23%
28%
55%
Suministro de gas flexible y competitivo
que permite una gestión altamente eficiente del parque de CCC de GNF
8%
12%
7%
23%
7%
A
B
parque de CCC de GNF
21% 17%
2% 7% 6% 4%
8% 4% C
DE
Otros
Total 24,897 MW Total 37,775 GWh
Gas Natural Fenosa controla y opera el parque de CCC más eficiente de España
25
Electricidad (2/2)C Electricidad (2/2)CObjetivos 2013–2015E
Datos clave(1)Principales variables
Capacidad neta instaladaEvolución esperada de la demanda energética en España tras la recuperación económica.
F t d d CCC / Hid á li k 1,1 1,112,6 12,1
1015
(GW)
I ió l
Factores de carga de CCC / Hidráulica y sparkspreads.
Evolución de los precios del pool y pagos por capacidad.
11,5 11,0
, ,
05
10
2012 2015ETotal Régimen Especial
Inversión anualp
Impacto de la nueva regulación.
182~125
177~125
200(€m)
2012: 75% Mantenimiento, 25% Crecimiento2013-2015: 100% Mantenimiento
EBITDA
Claves 2013 – 2015
(Según NIIF11)
Solución al déficit de tarifa.
Plan de eficiencia en curso para compensar l i t l t i
0
100
2012 2013 - 2015E 2012 2013 - 2015EEBITDAel impacto regulatorio.
Optimización de la política de mantenimiento.
Fuerte posición competitiva para aprovechar la recuperación esperada del mercado
919
~630873
~600500750
1.000(€m)
(Según NIIF11)
la recuperación esperada del mercado.
Puesta en marcha de Belesar 2 (21 MW COD 4Q2013) y Peares 2 (18 MW COD 4Q2013).
26
0250500
2012 2015E 2012 2015E1. Nota: Las magnitudes incluyen Kenia.
Gas (1/2)D
Cartera diversificada de GN y GNL…
…complementada con unadiversificada selección de mercados finales
( )
mercados finales
GN Argelia
EMPL + Medgaz
Residencial España
(gasoducto)
Nigeria GNL CCC España
Industrial España
Noruega
QatarT&T Gestión de flota
Opcionalida
(gasoducto)
Mercados internac.
Omán
Egipto
El GNL i fl ibilid d d
ad
C id d d i l t
Cheniere(2016)
O ti i ió d l fl t● El GNL proporciona flexibilidad de destino dada la mayoría de FOB vs. DES
● Diversificando la indexación en los contratos de aprovisionamiento
● Capacidad de implementar estrategias combinadas de gas y electricidad en base diaria / semanal
● Optimización de la flota en 2014-2015
● Periodo de aceleración del uso de Medgaz
● Nuevo metanero en ● Sin revisiones extraordinarias de
precios esperadas en 2013-2015● Contrato con Cheniere comienza en
2016
operación en 2014
27Un modelo de negocio que proporciona una cobertura de riesgo,
facilitando la optimización27
Objetivos 2013 2015EGas (2/2)D
Objetivos 2013–2015E
Factores clavePrincipales variables
Ventas de gas (bcm)ó
32 32
20
30
40
Ventas de gas (bcm)
Internacional 28%
Internacional 35%
Duración de contratos a largo plazo, identificación del origen / destino y nuevos contratosPrecios del gas (Henry Hub, Brent, NBP, carbón) vs indexación en contratos
0
10
20
2012 2015E
)Volumen de demanda a largo plazo (particularmente en la región del Pacífico)Disponibilidad de capacidad para los envíos, flexibilidad contractual y renegociación de precios
Claves 2013 – 2015
Inversión anualpreciosAdquisición de metanero
en 2014
63100
150
(€m)~ 150 ~145
~210 ~205 Adquisición de metanero
en 2014
EBITDA (Bajo NIIF11)
Cartera de gas diversificada, competitiva y flexiblePosición integrada de la infraestructura de
l d
63 52
0
50
2012 2013 - 2015E 2012 2013 - 2015E
gas y acceso a los mercadosContinuar con la internalización del negocio para aprovechar oportunidades globalesEspecial énfasis en las oportunidades en Asia y Latam
1,2 ~1,31,0
~1,21,0
1,5
(‘000€M)
(Bajo NIIF11)
Asia y LatamNuevos contratos a partir de 2016 0,0
0,5
2012 2015E 2012 201528
MinoristaE MinoristaE
Claves 2013 – 2015Principales variables
Demanda y consumo de gas y electricidad
Estrategia de servicio multiproducto y dual fuel
Exportación del modelo español a otros
Tarifa de último recurso
Penetración de gas
Eficiencia energética
países
Desarrollo de e-channels
Promoción de servicios de valor añadido
Coste del servicio Servicio al cliente integrado
Menores costes de marketing
Oportunidades de servicios energéticos
El mercado español de servicios energéticos ha crecido un 16% anual y todavíatiene un gran potencial comparado con otros países
Fuente: Orbis; Sabi; Innobasque; Registro Mercantil. 29
LatAm (1/4)F LatAm (1/4)FBase diversificada de activos… …con una contribución equilibrada por
geografías y negociosMéxico
Generación: 2,0GW
Distribución de gas: 1,3m conexiones
Colombia 640
263
EBITDA 2012 por activdad(20,7%)
Puerto RicoGeneración: 263MW
República Dominicana Generación: 198MW
Distribución de gas: 2,4m conexiones
Distribución de electricidad: 2,3m
conexiones366
€1.267m(1)(50,4%)
(28,8%)
BrasilDistribución de gas: 0,9m
conexiones
Costa RicaGeneración: 51MW
PanamáGeneración: 33MW
Distribución de gas Generación Dist. de electricidad
240
(1)
ArgentinaDistribución de gas: 1 5m conexiones
Distribución de electricidad:
0,5m conexiones440
310
277
240(18,9%)
(21,9%)
(34,7%) EBITDA 2012 por país€1.267m(1)Perú
Distribución de gas:
comienzo de la gasificación Distribución de gas: 1,5m conexiones
Colombia México Brasil Resto
(24,5%)g
(1)
30
Posición atractiva en Latinoamérica por geografías y negocios
1. Número reportado en nuestros resultados anuales, sin ajustar para reflejar la venta del negocio de Distribución de Electricidad Nicaragua, vendido en 2013.
LatAm (2/4)F
(1)
Posicionados para explotar el atractivo potencial de crecimiento orgánico en la región
Presencia de Gas Natural Fenosa
22
19
Población en principales áreas urbanas (millones)Penetración de la gasificación(1) (miles)
Presencia de Gas Natural Fenosa19
131212
98
65
4,894
4,255435
838 54
México Sao Paulo Río de Bogotá Lima Caracas Santiago MonterreyBuenos
1,296870
2,4021,523
México Brasil Colombia Argentina
Alto potencial de crecimiento en el mercado residencial
MéxicoDF
Sao Paulo Río deJaneiro
Bogotá Lima Caracas Santiago de Chile
MonterreyBuenosAires
México Brasil Colombia Argentina
Clientes 2012 Crecimiento potencial del mercado
31
Alto potencial de crecimiento en el mercado residencialen nuestras zonas de distribución de gas
1. Sobre el total de las viviendas censadas.
LatAm (3/4)FClaves 2013 – 2015E
Distribución de gas Distribución de electricidadDistribución de gas Distribución de electricidad
Importante potencial de crecimiento orgánico en los mercados clave de Gas Natural Fenosa.
Distribuidor de gas líder en Latinoamérica, con
Capturar crecimiento aprovechando el potencial orgánico.
Conocimiento de los mercados con potencial de gpresencia en los principales centros urbanos.
Régimen regulatorio favorable y estable.
Oportunidades para crecer en nuevas licitaciones de distribución de gas.
Conocimiento de los mercados con potencial de crecimiento en consumo de electricidad.
Esfuerzo importante por reducir pérdidas de energía y la mora en Colombia.
Electricidad
Inversión prevista en Perú.
Liberalised retail & SME business
Contrastada experiencia en todas las tecnologías.
Modelo de negocio internacional: IPP con PPA.
Operando en mercados que garantizan 100% de costes fijos.
Exportar en Latinoamérica el modelo de negocio multiproducto / multiservicios desarrollado en España.
Conseguir crecimiento con el aumento de los puntos de suministro y evolución esperada del
Presencia a través de la cadena de valor (desarrollo, construcción y O&M).
Oportunidades de crecimiento debidas a crecimiento en la demanda y la capacidad instalada
puntos de suministro y evolución esperada del comportamiento social.
Tipo de servicios: Servicios energéticos, Servigas, venta de dispositivos, cobro de terceros, marketing de terceros y otros.
32
instalada.
Bii Hioxo (234 MW eólicos; COD 2S2014) y Torito (50 MW hidro; COD 1S2015).
LatAm (4/4)F LatAm (4/4)FMagnitudes clave
Puntos de conexión (distribución de gas y electricidad)
EBITDA
21%~24%
17%~20%
1,2 ~1,4
1,2~1,31,5
(‘000€M)
3 110,0
(mill.)
de gas y electricidad)
8,910,0
(1) (1)
52% ~45% 54% ~47%
27% ~31% 29% ~32%
17%
0,5
1,0
6,1 6,9
2,83,1
2,0
4,0
6,0
8,0
0,02012 2015E 2012 2015E
Total Generación Distribución de electricidad
0,0
,
2012 2015EGas Electricidad
Capacidad neta instalada Inversión anual
(Bajo NIIF11)
2,52,73,0
(GW)
Capacidad neta instalada Inversión anual
33% 32%
~600 ~600
500
600
700
(€m)
1,0
2,0
%~43%
%~44%
33%~24%
34%~24%22%
~33%
21%
~32%397 390
100
200
300
400
500
0,02012 2015E
33
(Bajo NIIF11)1. Cifra proforma para reflejar la venta del negocio de Distribución de Electricidad en Nicaragua
en 2013.
45% 46%0
100
2012 2013-2015E 2012 2013 - 2015E
Total Generación Distribución de electricidad
Prioridades estratégicasPrioridades estratégicas3 Gestión de la cartera de negocios
según su encaje estratégicosegún su encaje estratégico
Gestión de la cartera de negocios según su encaje estratégico
3según su encaje estratégico
Procesos anteriores
● Gas Natural Fenosa ha ejecutado un proceso de desinversiones desde la
adquisición de Unión Fenosa de >5.000 €M.anteriores de venta de
activos
q
● Actualmente el ratio deuda neta / EBITDA se sitúa en ~3.0x, cumpliendo el
compromiso comunicado al mercado en el Plan Estratégico 2010-2012.
Análisis continuado
de la
● En la actualidad, no hay necesidad de vender más activos para reducir
los niveles de deuda.
cartera de activos
● Se continuará analizando el encaje estratégico de nuestra cartera de
negocio durante el periodo 2013-2015.
35
Política financiera compatible conPolítica financiera compatible con objetivos de crecimiento y dividendo
Líneas estratégicas en el contexto de disciplina financiera
Flexibilidad para aumentar inversiones para crecimiento futuro si es necesario
Compromiso de dividendo en efectivo
Sin impacto real por el cambio en las normas de consolidación de joint ventures
37
Gas Natural Fenosa ha ejecutado su jestrategia de desapalancamiento 3 años antes que sus competidores
● Exitoso plan de desapalancamiento:
● Todos los compromisos han sido lid
Deuda neta(‘000€M)
6 0x 4 6x 3 1x ~2 5
26
21
cumplidos
● €10bn de reducción de deuda hasta 2012, tal y como se comprometió en 2008
6,0x 4,6x 3,1x ~2,5
16
~13,0 ~12,5
p
● €1,3bn de reducción de deuda durante 2012, sin partidas extraordinarias
● Ratio de Deuda Neta/EBITDA de 3,1x en 2012 (2,9x excluyendo el déficit de tarifa)
● Ratio 2 5x DN/EBITDA en 2015 conProforma por la adquisición
de Unión Fenosa
2009A 2012A 2015E 2015E● Ratio 2,5x DN/EBITDA en 2015, con
flexibilidad para explotar oportunidades atractivas de crecimiento
DN / EBITDA
(Bajo NIIF11)
38
DN / EBITDA
Eficiente estructura de deuda neta y suficiente liquidez disponiblesuficiente liquidez disponible
Cómodo perfil de Eficiente estructura de Suficiente liquidez vencimientos de deuda deuda neta disponible
Suficiente liquidez disponible para cubrir todas las necesidades para el periodo 2013-2015
Colchones adicionales con…Efectivo estructural libre tras capex y dividendos
39
Recaudación del déficit de tarifa… permite cubrir todos los vencimientos hasta 2017
Una sólida estructura de capital
Sólidos ratios de cash flow y apalancamiento…
FGO/Deuda Neta Deuda Neta/EBITDA
21,5%~28,0% 3,1x
~2 5x,
2012 2015
2,5x
2012 2015
… apoyados por una fuerte estructura de capital…
Perfil de vencimientos de la deuda diversificado.80% a tipo de interés fijo; tipo para próximos años fijado en un escenario de tipos bajos: coste de la deuda estable y predecibleescenario de tipos bajos: coste de la deuda estable y predecible.Sin riesgo de tipo de cambio: filiales financiadas en moneda local/funcional.
40
… y un coste de la deuda competitivo (actual (4,2%) y esperado para el periodo hasta 2015)
Trayectoria sólidaTrayectoria sólida
Trayectoria sólida bajo escenarios difíciles…y j
Refinanciación de €19.000 millones del préstamo para la d i i ió d U ió F it d d l i i d L h
1adquisición de Unión Fenosa en mitad de la crisis de Lehmann
Acceso continuado al mercado de capitales (y en diferentes 2geografías) con un coste competitivo e inversores a largo plazo
Exitoso desapalancamiento y extensión de la vida media de la
2
3 Exitoso desapalancamiento y extensión de la vida media de la deuda conseguido en un corto espacio de tiempo
Apoyo fiable y continuado de los bancos independientemente
3
d t d l f t l l ólid d l d i d G
Apoyo fiable y continuado de los bancos independientemente de la crisis soberana
4
41
… demostrando la fortaleza y el sólido modelo de negocio de Gas Natural Fenosa
Flexibilidad para realizar nuevasFlexibilidad para realizar nuevas inversiones en condiciones favorables
Capex Bruto(1) como % de EBITDA
53,2%47,2%
41,8%
34,5% 30 3%
~34% ~16%
30,3% 26,7%
33,9%
2007A 2008A 2009A 2010A 2011A 2012A Acum. 13-15 Acum. incl. inversiones adicionales
Gas Natural (independiente) Gas Natural Fenosa
€m / año 1.211 1.209 1.884 1.543 1.406 1.357 ~1.700
DN / 1 5x 1 9x 4 6x 4 3x 3 7x 3 1x 2 5x
Gas Natural (independiente) Gas Natural Fenosa
42
EBITDA 1,5x 1,9x 4,6x 4,3x 3,7x 3,1x ~2,5x
1. Inversiones en activos tangibles e intangibles. Excluye inversiones financieras.
Comprometidos con una sólida políticaComprometidos con una sólida política de dividendo en efectivo
Prioridades principales65,0%
Ratios de payout
Política de dividendo: payout de ~62%
61,1% 61,4%62,0% 62,1%
60,0%
Política de dividendo completamente compatible con los objetivos de crecimiento y desapalancamiento de
55,0%
Gas Natural Fenosa
50,0%2009 2010 2011 2012
43
009 0 0 0 0
43
Generación de flujos de caja que Ge e ac ó de ujos de caja quesustentan el dividendo
(‘000€M)
16
(‘000€M)
16
~13
14,9
DN 2012A Generación de caja Inversiones netas Dividendos Deuda neta 2015E
Deuda Neta /después de impuestos
~3xDeuda Neta / EBITDA
Déficit de tarifa
~2,5
44
La generación de caja sustenta la política de dividendos44
Bases para el crecimiento post 2015Bases para el crecimiento post 2015
Posición de Gas Natural Fenosa en 2015
ó
A B C
Recuperación macroeconómica
completaProyectos en cursoVectores de crecimiento
a medio plazo
Aspiraciones de Gas Natural Fenosa a 2017
46
Evolución del PIB en EspañaPosibles escenarios
A
Posibles escenarios
Gobierno Fondo Monetario The Economistde España Internacional Intelligence Unit
3
PIB real (%)3
PIB real (%)3
PIB real (%)
2,5
1,3
2
3
2
3
1 1
2
3El gobierno ha actualizado su
proyección para el 2014 al
0,7%
0,9
0,5
0
1 0,90,6
0,30,0
0
11,1
0,8
0,4
0
1
-1,3
-1
-1,6
-1
-0,4
1 7
-1
-22015 20172013 2014 2016
,-2
20172016201520142013
-1,7-2
20172016201520142013
La recuperación económica en España está prevista post 2015, con
Fuente: Ministerio de Economía y Competitividad (Actualización del Programa de Estabilidad 2013-2016); FMI (WEO April 2013; update July 2013); EIU
la consecuente recuperación de la demanda eléctrica
47
El Plan Estratégico define tres vectores de crecimiento
B
vectores de crecimiento
Vectores de crecimiento y contexto Estrategia de alianzas
Acceso a una cartera mayor de proyectos, en comparación con un
Vectores de crecimiento y contexto Estrategia de alianzas
escenario stand-alone
Acceso a mayor capacidad de
Midstreamgas
Distribución internacional
de gas
Generación internacional
inversión a corto plazo que puede tener impacto en el horizonte del Plan
Adquisición de capacidades complementarias
Gestión y diversificación de riesgos (país, proyecto y tecnologías)
48
Gas Natural Fenosa está bien posicionada B
para capturar el crecimiento internacional
Operador de GNL
A i f t tAcceso a infraestructuras y suministros
competitivos de gas y a capacidad global de
comerciali ación
Desarrollador de proyectos
Creación de valor
• Capturar valor en el desarrollo de proyectoscomercialización.
p y
Identificación de oportunidades y
desarrollo de
desarrollo de proyectos greenfield.
• Capturar sinergias entre i ( d
Operador de activosnuevos
proyectosnegocios (operadores integrados).Operador de activos de
generación y distribución, obteniendo el máximo
valor de cada operación.valor de cada operación.
49
Proyectos en curso: Midstream GasC Proyectos en curso: Midstream Gas
Proyecto Cheniere Flota asociada a Cheniere
Gas Natural Fenosa comprará 4 5 millones de metros Contrato de 4 buques de nueva construcción y uno yaGas Natural Fenosa comprará 4,5 millones de metros cúbicos por año de GNL.Contrato de 20 años, con posible extensión de 12 años.El contrato procederá del tren 2 de la terminal de Sabine Pass.
Contrato de 4 buques de nueva construcción y uno ya existente ( “Ribera del Duero”) de una capacidad de 170.000 m3.
Se espera que en 2016 comiencen las entregas de GNL.Completa flexibilidad de destino.
50
Nuevo contrato con Cheniere que proporcionará un crecimiento de volumen adicional y flexible a partir de 2016
Proyectos en curso: Midstream GasC
Proyectos y contratos en marchaProyectos en curso: Midstream Gas
Volúmenes de Shah Deniz II
RUMANÍA RUSIA
Volúmenes de Yamal GNL
TURQUÍA
GEORGIA
GRECIA
ALBANIA
SERBIACROACIA
ITALIA
BULGARIA
TAP AZERBAIYÁN
SHAH DENIZ II
Gas Natural Fenosa ha contratado 1bcm conpunto de entrega en Italia a partir de 2019
Yamal LNG explotará las reservas de SouthT b ( ti d 25 T f) l í l dpunto de entrega en Italia a partir de 2019.
Gas con origen Shah Deniz II (16 bcm de gascon punto de entrega en Turquía, Italia, Bulgariay Grecia).
La duración del contrato es de 25 años
Tambey (estimadas en 25 Tcf), en la península deYamal – Rusia.Fecha límite FID: 31-12-2013. Entrada en operaciónestimada para 2019-20.Contrato (~2.5 MTPA) de 23 años.
La duración del contrato es de 25 años.
51
Volúmenes adicionales para 2019 con Shah Deniz II y Yamal
Proyectos en curso: generación internacionalC
Bií Hioxo (México) Torito (Costa Rica)
Proyectos con plena aportación de EBITDA post 2015
Proyecto de Bií Hioxo en desarrollo. Proyecto de Torito en desarrollo:Proyecto de Bií Hioxo en desarrollo.234MW de generación eólicaCOD en 2a mitad de 2014
Desarrollo interno del proyecto.T fi li ió GNF i i í l
Proyecto de Torito en desarrollo:50MW de generación hidráulicaCOD en 1a mitad de 2015
Desarrollo interno del proyecto.C lid G N t l F l iTras su finalización, GNF se posicionaría como el
único operador mixto gas-electricidad en México.Complementa la posición en generación de México - 2,0GW de CCCs.
Consolida a Gas Natural Fenosa como el primer generador privado en Costa Rica.Contrato de venta de electricidad con ICE (institución gubernamental).Riesgo hidrológico limitado
52
Riesgo hidrológico limitado.
Proyectos en curso: LatAmC Proyectos en curso: LatAmDistribución de Gas en Perú
Puntos destacadosÁrea de concesión
En Julio de 2013 GNF entró en el mercado peruano de distribución de gas
La compañía ganó un concurso de distribución de gasLa compañía ganó un concurso de distribución de gas natural en 4 ciudades en el sudoeste del país:
Arequipa, la segunda ciudad más grande de Perú, y las ciudades de Moquegua, Tacna e Ilo
Sirviendo a una población de más de 1,4 millones de personas
Inversiones planeadas de ~60 millones de US$ hasta 2020
Se espera distribuir y vender gas a más de 60.000 hogares
Periodo de concesión de 20 años (prorrogable)
El servicio será operado a través de un sistema de
Lima
El servicio será operado a través de un sistema de “transporte virtual”, transportando gas licuado de la planta de GNL de Perú a sistemas de regasificación en las ciudadesArequipa
Moqueguaq g
TacnaIlo
Área de distribución 53
Sentando las bases para el crecimiento
Crecimiento de EBITDA Vectores de crecimiento
ppost 2015
Capex acumulado (sin NIIF 11)
7,0 Recuperación macroeconómica en España
(‘000€M)
~8%
(sin NIIF 11)(‘000€M) ~9,2
Recuperación macroeconómica en España
21%
~20%3%
~2%5,2
~6,0
5,0
6,0Incremento en la tasa de gasificación
Recuperación del mercado eléctricoDistribución Otros ~15%
~20%
~5,2
27%
12%~13%12%
~11%21%
3,0
4,0
Recuperación del mercado eléctrico español
Entrada del contrato de CheniereRecuperación actividad UF GasElectricidad
Gas EuropaDistribución Electricidad
Europa ~20%
~7%
~15%
~20%
~10%5,2
26% ~27%
26%~27%
1,0
2,0 Entorno post revisiones regulatoriasCrecimiento orgánicoNuevos proyectos de generación
Gas
LatAm ~36%~31%
~12%~7%
0,02015E Aspiraciones a
2017E
~5,0Con NIIF 11(‘000€M) ~5,7
Acum. 2013-15E
Acum. 2013-17
~5,1 ~9,1
54
Gas Natural Fenosa tiene una capacidad adicional de inversión de ∼7.000 millonesde euros a 2017 (bajo NIIF 11) para mantener el ratio de DN / EBITDA en 3.0x
Hemos cumplido los objetivos fijados en elHemos cumplido los objetivos fijados en el Plan Estratégico anterior
Objetivos20122012A
EBITDA 2012 > €5bn
2012
✔€5,1bn
2012A
Resultado Neto ~ €1,5bn ✔€1,4bn
Deuda Neta a 31/12/12 €15-16bn
✔
✔€16,0bn
Deuda Neta/EBITDA
Deuda Neta a 31/12/12
~ 3x
€15 16bn ✔
✔3 1x
€16,0bn
Deuda Neta/EBITDA ~ 3x ✔3,1x
56
Gas Natural Fenosa ha alcanzado los objetivos marcados para 2010-2012
Los nuevos objetivos financieros son
2012A 2015E
jalcanzables
Aspiración Sin criterio NIIF 11 (‘000€M)
EBITDA €5,1 >€5,2
2012A 2015E
~€6,0
2017E
€4,7 >€5,0 ~€5,7
Di id d ( t) 62% 62% 62%
Beneficio neto €1,4 ~€1,5 ~€1,9
Dividendo (payout) 62% ~62%
Capex 2010-2012€4 5
2013-2015€5 2
~62%
2013-2017~€9 2€4,5 €5,2
Deuda neta €16,0 €13,0
~€9,2
~€10,6
€4,5 €5,1 ~€9,0
€15,5 €12,5 ~€10,3
Deuda neta / EBITDA 3,1x 2,5x ~1,8x3,3x 2,5x ~1,8x
Bajo criterio NIIF 11 (‘000€M)
57
Gas Natural Fenosa tiene una capacidad adicional de inversión de 7.000 millonesde euros a 2017 (bajo NIIF 11) para mantener el ratio de DN / EBITDA en 3.0x
Mantenimiento del perfil regulado y la p g ydiversidad geográfica
Mantenimiento perfil regulado Diversidad geográficaFortaleza del EBITDASin NIIF 11; en ‘000 M€ Sin NIIF 11; en ‘000 M€ Sin NIIF 11; en ‘000 M€
5 2
6,0
5 2
6,0
5 2
6,0
52% 55%52%
4,5
5,15,2
40%
35%32%
36%4,5
5,15,2
33%42% 45%
44%4,5
5,15,2
24% 19%20%
54%52%
65% 68% 64%
40% %
17%24% 26% 28%
29%24%
60%65% 68%
67% 58% 55% 56%
2009PF 2012 2015 2017 2009PF 2012 2015 2017 2009PF 2012 2015 2017
4,7EBITDA con
NIIF 11 ~5.7~5.0 4,7 ~5.7~5.0 4,7 ~5.7~5.0
Aspiracional Aspiracional Aspiracional
581. Incluye distribución de gas y electricidad, infraestructuras, generación regulada, PPAs y generación de Régimen Especial.
Regulado (1) Liberalizado España InternacionalGas Electricidad Distribución
(‘000€M)
Plan de inversión consistente a las condiciones de mercado y la estrategia decondiciones de mercado y la estrategia de Gas Natural Fenosa
Inversión por negocio Inversión por fí (€’000M)
InversiónG El t i id d (€’000M)(€’000M) geografía (€’000M)
Otros
Gas vs. Electricidad (€’000M)
Otros(mina, financieras,
ió )∼10%
∼8%
∼1,5
∼1,7∼1,8
∼10%∼8%
∼14%∼19%
1 5
∼1,7∼1,8
∼1 5
∼1,7∼1,8
LatAm
Otros
LatAm
(inc. buques)
Electricidad
corporación)
∼15%25%
∼35%
∼31%13%
1,5
∼42%
∼37%13%
25% ∼35% ∼31%
7%
%∼1,5 ∼1,5
Distribución Gas Europa
Distribución Electricidad
Europa
EspañaGas19% ∼20%
∼19%22% ∼15%
∼15%
∼48%∼55%
54%
68%∼51% ∼50%
Electricidad
GasGas Europa
17%∼8% ∼7%
4%∼12%
∼20%
Media Media Media
33%
∼48%
Media Media Media Media Media Media 10-12 13-15 13-17 10-12 13-15 13-17 10-12 13-15 13-17
~1,5
Inversión bruta anual con NIIF 11
(€’000M)
~1,7 ~1,8 ~1,5 ~1,7 ~1,8 ~1,5 ~1,7 ~1,8
Aspiracional Aspiracional Aspiracional
59
(€ 000M)
Estrategia centrada en gas y distribución, con el objetivo de aumentar la proporción de inversión en los mercados internacionales
ConclusionesConclusiones
La fortaleza del modelo de negocio nos permitirá cumplir con nuestro Plan E t té iEstratégico
Expectativas de negocio claras y realistas para el periodo 2013-2015Expectativas de negocio claras y realistas para el periodo 2013 2015
Capacidad para reducir el impacto regulatorio mediante el plan de eficienciaCapacidad para reducir el impacto regulatorio mediante el plan de eficiencia
Las dinámicas de mercado y nuestro posicionamiento en gas y Latinoamérica proporcionan oportunidades de crecimiento
Compromiso inequívoco de disciplina financiera y p q p yremuneración del accionista
S t l b l l i i t ti d 2015
60
Sentamos las bases para acelerar el crecimiento a partir de 2015