Plan Estratégico 27 Julio 2010

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1 Plan Estratégico 27 Julio 2010

2 Advertencia legal Este documento puede contener hipótesis de los mercados, informaciones de distintas fuentes y previsiones sobre la situación financiera de Gas Natural SDG. S.A. (GAS NATURAL FENOSA) 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 están 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 información 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. Se 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 i como resultado de acontecimientos i y circunstancias i 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. 2

3 Agenda 1- La nueva Gas Natural Fenosa Rafael Villaseca (Consejero Delegado) 2- Entorno energético Antonio Basolas (Dir. Gral. Estrategia y Desarrollo) 3- Líneas estratégicas Rafael Villaseca (Consejero Delegado) 4- Revisión financiera Carlos J. Álvarez (Dir. Gral. Económico-Financiero) 5- Conclusiones Rafael Villaseca (Consejero Delegado) 3

4 La nueva Gas Natural Fenosa Rafael Villaseca Consejero Delegado 4

5 : Transformación de Gas Natural con la adquisición de Unión Fenosa Líder en distribución de gas Líder en convergencia gas- electricidad Cuarto operador mundial de GNL Tercera utility eléctrica en España Negocio de gas con alto crecimiento y activos de calidad Plataforma internacional atractiva Utility integrada líder en gas y electricidad 5

6 Ejecución de la transacción con éxito Proceso de compra de Unión Fenosa por ~ 17bn completado de acuerdo con el plan Reducción significativa de deuda y refinanciación del crédito usado para la adquisición Ejecución con éxito del programa de desinversiones Integración completada con más sinergias de las esperadas Evolución favorable del conjunto de los negocios a pesar del entorno y el proceso de integración 6

7 Proceso de compra completado según lo planeado 2008 Julio Acuerdo con ACS para la adquisición de Unión Fenosa Febrero Aprobación regulatoria 2009 Marzo Septiembre OPA por Unión Fenosa Fusión efectiva Continuación del proceso de integración 2010 Julio Nuevo Plan Estratégico Transacción completada en 14 meses en un difícil entorno financiero 7

8 Reducción significativa de deuda realizada hasta la fecha ( '000M) 26 Reducción de 8bn 3,4 Deuda de Adquisición 17 3,6 1,0 18 Deuda Unión Fenosa 6 Deuda Gas Natural 3 Deuda neta Ampliación de Venta de activos Otros Deuda neta inicial capital ajustada (1) 1S 2010 Nota: (1) Incluye déficit de tarifa 8

9 Crédito de adquisición de 19bn totalmente amortizado o refinanciado en menos de 24 meses Refinanciación 19bn 6,9bn 3,4bn Amortización 3,4bn 3,6bn 1,7bn Crédito inicial Emisión de bonos Club Deal Ampliación de capital Venta de activos Otros Agosto bn refinanciados en menos de 24 meses Mayo

10 Ejecución exitosa del programa de desinversiones, superando el objetivo inicial de 3.000m Participaciones financieras (sin contribución a EBITDA) 5% de Cepsa, 18% de Indra, 5% de Enagás, 4,4% de Isagen, 1% de REE Otros activos 2,2 GW de CCCs en México 64% en EPSA (Colombia) Activos acordados con CNC Activos de gas en Madrid ( puntos de suministro, km) Activos de gas en Murcia y Cantabria ( puntos de suministro, km) Programa de desinversiones por importe de 3,6bn ejecutado en menos de 12 meses, y totalmente cobrado Desinversiones realizadas a precios atractivos, con importantes plusvalías 10

11 Venta de CCCs acordada con la CNC Venta del CCC de Plana del Vent Venta del CCC de 800 MW de Plana del Vent acordada con Alpiq La venta se efectuará en dos fases: Venta de 400 MW por 200 millones, a completarse antes del final de 2010, una vez obtenidas las aprobaciones regulatorias Derecho de uso de los restantes 400MW por dos años con una opción de compra por 195 millones Realizando las desinversiones regulatorias a pesar de las difíciles condiciones de mercado 11

12 Exitosa integración, con sinergias superiores a las esperadas Sinergias ( m/año) 750m 550m m Anuncio Estimación revisada Nueva estimación Costes / ingresos Inversiones 300m ya capturados a cierre de 2009 Sinergias fiscales adicionales con un VAN estimado superior a 800m 12

13 Sólida evolución de los negocios durante el proceso de integración, bajo difíciles condiciones de mercado EBITDA PF ( m) (1) Beneficio neto ( m) +0,2% ,8% +12% CAA ,1% PF 2009PF 1S 09PF 1S S 09 1S 10 Nota: (1) Cifras EBITDA proforma netas de desinversiones 13

14 La nueva Gas Natural Fenosa España México 1,2 m clientes de gas 198 MW fuel-gas 1,9 GW CCC Puerto Rico Trinidad y 1,4 m clientes de electricidad C Tobago 1,9 GW hidráulica 0,6 GW nuclear M t i (2) Reqanosa RCMontoir Portugal Ventas de electricidad y gas R RSagunto Damietta 2,1m clientes de electricidad 0,5 m clientes de electricidad C C Argelia Libi Libia Brasil 32 MW hidráulica y cogeneración Qatar C L Qalhat C Nigeria Flota 10 buques 1,4 m clientes de gas L C Egipto C Omán 0,8 m clientes de gas Argentina 0,8 m clientes de electricidad 0,9 GW régimen especial 2 m clientes de gas Panamá C 0,6 GW fuel Colombia 50 MW hidráulica Moldavia N Noruega 2 GW carbón 0,7 m clientes de electricidad C t Ri Costa Rica Italia 0,4 m clientes de gas, 2 proyectos de regasificación 7,31 GW CCC Nicaraqua R Ecoeléctrica Ventas de gas 3,7 m clientes de electricidad 254 MW CCC Guatemala Francia 5,2 m clientes de gas República Dominicana Kenia 109 MW de fuel m3 Sudáfrica R Pl t de Planta d regasificación ifi ió RC Capacidad de regasificación en leasing Notas: (1) Pendiente la venta de CCC s acordado con la CNC (2) Capacidad de 1bcm en leasing desde 2011 L Pl t de Planta d licuefacción li f ió C Contratos de gas a largo plazo Kangra coal Gasoducto del Magreb 14

15 La nueva Gas Natural Fenosa % EBITDA de electricidad (1) Clientes (m) 3,3x 49% 1,8x 20,2 11,1 15% PF PF Capacidad Instalada (GW) EBITDA ( m) 2,4x (2) 2,0x 15, (3) 6, % CCC s 59% CCC s PF PF Transformación cuantitativa y cualitativa Notas: (1) Incluye negocios de distribución de electricidad en España y Latam; (2) Proforma después de ventas de activos en 2009; (3) Cifras EBITDA proforma netas de desinversiones 15

16 La nueva Gas Natural Fenosa Desglose del EBITDA 2009 Proforma (1) Por negocios (%) Regulado vs. Liberalizado (%) Por mercado (%) Otros 2 Gas 17 Liberalizados 40 Otros (5) Latam 9 24 Electricidad (2) 28 Distribución (3) 53 Regulados (4) 60 España 67 Perfil equilibrado con alto componente regulado y presencia en mercados emergentes Notas: (1) Proforma 2009 ajustado por desinversiones (4.455 M ); (2) Electricidad excluye negocios de distribución de electricidad en España, Moldavia y Latam; (3) Distribución incluye negocios de distribución de electricidad en España, Moldavia y Latam; (4) Regulados incluye negocios de distribución de gas y electricidad, EMPL, PPAs en México, Puerto Rico y República Dominicana y Renovables en España; (5) Otros incluye distribución de gas y electricidad en Europa, infraestructuras (Up&Mid y UFG); Generación Kenia; Minería; Mayorista Mercados Exteriores. El EBITDA asociado a SSII y Holding se reparte proporcionalmente 16

17 Gas Natural Fenosa tiene un perfil de negocio único Cashflow estable Negocio energético diversificado Regulados Gas Mercados emergentes 60% 49% Gas DA PF 2009 % de EBIT 38% DA PF 2009 % de EBIT Distribució ón 16% DA PF 2009 % de EBIT (2) 25% 13% Comparables Europeos (1) Comparables Europeos (1) (1) Comparables Europeos Perfil de EBITDA sólido, que ofrece cashflows estables y potencial de crecimiento Nota: (1) Comparables Europeos incluye EDF, Enel, GDF, E.On, RWE, Iberdrola, EDP y Centrica; (2) Incluye negocios en Latam, Moldavia, Kenia y Minería 17

18 Fortalezas de Gas Natural Fenosa Distribución Electricidad Principal distribuidor de redes de gas y electricidad en España 100% regulado con cash flows predecibles y estables Importante crecimiento orgánico y eficiencias Modelo exportable a la gestión de otras redes en Europa Tercera utility en España (~20% de cuota) Doble cobertura para la generación - Suministro de gas muy competitivo - Negocio de comercialización atractivo Plataforma atractiva de crecimiento en renovables Principal operador de CCCs, con activos muy competitivos en ubicaciones óptimas Gas Latam Infraestructura de gas única (EMPL, plantas GNL, flota), ofreciendo estabilidad de caja y flexibilidad operativa Principal operador de GNL en la Cuenca Atlántica, con importante opcionalidad Acceso a mercados: más de 11 millones de clientes y ventas de gas en más de 10 países Principal operador dual-fuel en España Principal operador con redes de gas y electricidad en Latinoamérica Posición de generación en 5 países, con fuerte presencia en CCCs Negocio altamente regulado / totalmente contratado (incluyendo PPAs) Posición en gas y electricidad en México y Colombia Fuerte presencia en Brasil 18

19 Conclusión: Perfil de negocio equilibrado y competitivo Operador incumbente de gas en España, con una posición única integrada en el mercado del gas y electricidad Posición atractiva en Latinoamérica, con gran potencial de crecimiento Posición de liderazgo en GNL en la cuenca Atlántica, con una plataforma de infraestructuras única Capacidad de gestión en distribución de gas y electricidad Atractiva combinación de negocios con más del 60% de EBITDA de actividades reguladas 19

20 Entorno energético Antonio Basolas Dir. Gral. Estrategia y Desarrollo 20

21 Variables clave de la evolución del escenario a medio / largo plazo 1 Entorno Macro 2 Agenda Medioambiental 3 Evolución del Mercado del Gas 21

22 1 Entorno macro Evolución de la demanda de energía en Europa Tasa de variación interanual de la demanda (%) Electricidad Gas España -5 4 España Alemania (1) -5 1 Alemania (1) -5 7 Francia -2 5 Francia -3 6 R. Unido -7 1 R. Unido Italia -7 1 Italia S vs S vs 2008 Nota: (1) Cifras correspondientes a T1 2010; (2) Demanda total de gas (demanda de gas convencional incrementó en un 10% y la demanda de generación de gas disminuyó en un 14%) Fuente: REE; Enagas; RTE; National Grid; Terna; DGSAIE; BDEW; RTE; CRE; Nasdaq; Down Jones; Indexmundi 22

23 1 Entorno macro Los principales países de Latinoamérica han alcanzado la estabilidad macroeconómica PIB (% real) Inflación (%) Tipo de cambio vs. USD (%) Argentina 0,9 2,4 8,3 Argentina 8,5 10,8 15,0 Argentina -15,3-1,8-6,6 Brasil -0,2 46 4,6 3,4 Brasil 54 5,4 4,2 4,3 Brasil -8,2-0,5 12,4 Chile -1,5 4,6 4,7 Chile 4,1 1,5 2,5 Chile -6,8 3,9 3,1 Colombia 0,4 3,9 5,6 Colombia 3,8 3,6 5,6 Colombia -8,9 0,5 7,5 México -6,6 3,2 4,5 México 4,3 4,3 3,1 México -17,6 0,3 0,7 Perú 0,9 4,9 8,3 Perú 3,0 2,9 2,2 Perú -2,9 3,9 2, La estabilidad macroeconómica y socio-política y el potencial de crecimiento convierten a Latinoamérica en una región atractiva para la inversión Fuente: IMF, EIU 23

24 2 Agenda medioambiental Prioridad en la política energética de los países desarrollados Objetivos medioambientales UE % de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero 20% de ahorro del consumo de energía primaria Nuevas oportunidades Tecnologías de generación con menor nivel de emisiones i Servicios de eficiencia energética Smart grids GNV y coche eléctrico 20% de la energía final procedente de renovables Captura de CO 2 Sustitución de las energías fósiles más contaminantes por gas natural Nuevas oportunidades de negocio 24

25 2 Agenda medioambiental Ciclo inversor en tecnologías con baja emisión de CO 2 Potencia total en la UE, % 34% 42% % Renovables GW , Renovables Gas Carbón y fuel Referencia "450" Hidro Nuclear Escenarios IEA 2030 Los escenarios de mayor ambición medioambiental conducen a un mayor consumo de gas a medio-largo plazo Nota: El escenario de referencia refleja la evolución en base a las políticas medioambientales actuales. El escenario "450" asume acciones coordinadas por los Gobiernos para limitar la concentración a largo plazo de gases de efecto invernadero en la atmósfera a 450 ppm CO2-eq Fuente: IEA World Energy Outlook

26 2 Agenda medioambiental Eficiencia energética Potencial para la reduccion global de CO 2 (Gt) Eficiencia Energética 32 Renovables 30 Bio - Fuels 28 Nuclear CCS Desarrollo de redes inteligentes (smart grids) Promoción de la generación distribuida con tecnologías viables Incentivar y garantizar eficiencias energéticas para el usuario final Focalización en la reducción de las emisiones del sector transportista (potencial para nuevos usos eléctricos, coche eléctrico, GNV) Los nuevos usos y desarrollos eléctricos junto con la creciente eficiencia energética serán catalizadores del sector y sus futuras inversiones Fuente: IEA: Como el sector energético puede llegar a un acuerdo en Copenhague" 26

27 3 Evolución en el mercado de gas La renegociación de los contratos de gas a largo plazo debería ayudar a reequilibrar el mercado de gas europeo Precio Cantidad Rebajar los niveles de precio actuales Cambiar o modificar parcialmente las referencias de precio Reducir los volúmenes de ToP Cláusulas Make-up Incrementar flexibilidad de volumen Destino Mayor capacidad para desviar gas a otros mercados 27

28 3 Evolución en el mercado de gas Distintas dinámicas competitivas en Europa y EE.UU Evolución de precios del gas con diferentes referencias (media anual) USD/MMbtu Referencia Brent NBP Henry Hub Europa Reducción de diferenciales a medida que disminuya el exceso de gas EE.UU. El desarrollo del gas no convencional mantiene el Henry Hub desacoplado d Fuente: EIA (datos históricos), media de analistas financieros (proyecciones ) 28

29 3 Evolución en el mercado de gas En Estados Unidos la dinámica del mercado mantendrá los precios del gas en niveles bajos Coste marginal de recursos gasistas de EEUU (convencional y no convencional) Importaciones de GNL en EE.UU Coste marginal de producción (USD/MMbtu) 20 bcm 160 Previsión EIA Recursos gasistas necesarios para 40 años de consumo equivalente al de 2009 Recursos gasistas necesarios para 20 años de consumo equivalente al de ,2 33 3, bcm -23 bcm Previsión EIA 2008 Previsión EIA Recursos gasistas (Tcf) El GNL pierde importancia relativa frente al crecimiento del gas no convencional Fuente: CERA 2010; elaboración propia; EIA Annual Energy Outlook 29

30 1 Gas Natural Fenosa se encuentra bien posicionada ante los retos y oportunidades del nuevo entorno Evolución macro Exposición a mercados de alto crecimiento (25% del EBITDA en Latam) Estabilidad procedente de los negocios regulados (~60% EBITDA) Flexibilidad por la integración gas-electricidad en mercados liberalizados 2 Agenda medioambiental El gas natural continuará siendo la energía fósil menos contaminante Flexibilidad para invertir en nuevos proyectos de renovables Amplia experiencia en hidráulica y cogeneración Plataforma para aprovechar las oportunidades en torno a smart grids, coche eléctrico, GNV y negocios de eficiencia energética 3 Equilibrio en el mercado de gas Cartera de aprovisionamientos y ventas diversificada, flexible y competitiva Líder en gas, en particular en España, Mediterráneo y la cuenca atlántica Capacidad demostrada de comercialización a nivel global Experiencia exitosa de entrada en nuevos mercados de comercialización 30

31 Líneas estratégicas Rafael Villaseca Consejero Delegado 31

32 Plan Estratégico : 2014: Gestionando en un entorno de elevada incertidumbre Contexto de mercado Orientación del Plan Estratégico Recuperación aún incipiente Volatilidad de los mercados Importancia del corto plazo Valor de la solidez financiera Reducción de deuda Fortalecimiento del balance Objetivo Deuda Neta / EBITDA de ~3x y rating A en el medio plazo Optimización Énfasis en la extracción de sinergias y del valor de los activos y mercados clave actuales Enfoque en el corto plazo ( ) Captura del crecimiento Capacidad de anticipación a los cambios Consecución del fuerte potencial de crecimiento orgánico de los negocios actuales Oportunidades en el mercado Aprovechamiento de oportunidades de crecimiento adicionales en negocios y mercados clave 32

33 Líneas estratégicas alineadas con la evolución prevista del entorno Integración de Unión Fenosa en Gas Natural Objetivos 2012 Aspiraciones a Fortalecimiento del balance Reducción de deuda Mantenimiento fortaleza financiera 2 Optimización 3 Captura del crecimiento Dislocación de los mercados Estabilización y recuperación de los mercados Crecimiento de los mercados 33

34 Prioridades de gestión alineadas con la evolución esperada del entorno Fortalecimiento del balance Optimización Captura del crecimiento Reducción de deuda Sinergias Gestión en negocios actuales Crecimiento orgánico Líneas estratégicas a medio plazo Enfoque en el Mejora continua y Optimización de la Fuerte potencial fortalecimiento de la excelencia cartera de de crecimiento posición financiera operativa suministros de gas orgánico de los negocios Finalización del Nuevos objetivos Oportunidades de regulados y programa de de sinergias a comercialización y Latam desinversiones Objetivo de alcanzar ~3x deuda neta / EBITDA y rating A en el medio plazo 2012 dual fuel Gestión proactiva de los marcos regulatorios Crecimiento de los negocios liberalizados por la recuperación del mercado Captura del crecimiento en mercados clave Re-equilibrio del mix de generación Gas en Cuenca Atlántica / Mediterránea Oportunidades en Latam Inversiones Enfoque en generación de caja Inversiones enfocadas en negocios regulados Menor nivel de inversiones previstas durante

35 Prioridades de gestión alineadas con la evolución prevista del entorno Fortalecimiento del balance Optimización Captura del crecimiento Reducción de deuda Sinergias Gestión en negocios actuales Crecimiento orgánico Líneas estratégicas a medio plazo Enfoque en el fortalecimiento de la posición financiera Finalización del programa de desinversiones Objetivo de alcanzar ~3x deuda neta / EBITDA y rating A en el medio plazo Mejora continua de la excelencia operativa Nuevos objetivos de sinergias a 2012 Optimización de la cartera de suministros de gas Oportunidades de comercialización y dual fuel Gestión proactiva de los marcos regulatorios Fuerte potencial de crecimiento orgánico de los negocios regulados y Latam Crecimiento de los negocios liberalizados por la recuperación del entorno Captura del crecimiento en mercados clave Inversiones 35

36 1 Fortalecimiento del balance Enfoque en el fortalecimiento de la posición ió financiera i Líneas estratégicas alineadas con el fortalecimiento de la posición financiera Estricta disciplina en las inversiones es Importante reducción de deuda en el período Compromiso para obtención de rating A en el medio plazo 36

37 1 Fortalecimiento del balance Estricta disciplina en las inversiones Capex bruto medio anual (1) ( bn) % Capex / EBITDA 53% 2,5 43% 2,1 38% Flexibilidad para acometer nuevos desarrollos si se presentan las condiciones adecuadas 1,8 (1) 2008PF 2009PF Media Reducción del nivel bruto de capex anual (1) Capex bruto, excluye aportaciones 37

38 1 Fortalecimiento del balance Finalización del programa de desinversiones Activos financieros y no operativos Activos CNC y regulatorios Otros activos con poco encaje estratégico Objetivo de desinversiones adicionales en de cerca de 1.500m, incluyendo la venta acordada de Plana del Vent (800MW) y los activos de transporte a REE 38

39 1 Fortalecimiento del balance Importante reducción de deuda en el período bn Reducción de 2-3bn Deuda neta 2009 PF (1) Deuda Neta 2012E Deuda Neta / Objetivo a EBITDA ~4x ~3x medio plazo 3x Compromiso de rating A en el medio plazo Nota: (1) Incluye la venta comprometida de activos por valor de 1.8bn y 1.4bn procedentes del déficit de tarifa 39

40 Prioridades de gestión alineadas con la evolución prevista del entorno Fortalecimiento del balance Optimización Captura del crecimiento Reducción de deuda Sinergias Gestión en negocios actuales Crecimiento orgánico Líneas estratégicas a medio plazo Enfoque en el fortalecimiento de la posición financiera Finalización del programa de desinversiones Objetivo de alcanzar ~3x deuda neta / EBITDA y rating A en el medio plazo Mejora continua y excelencia operativa Nuevos objetivos de sinergias a 2012 Optimización de la cartera de suministros de gas Oportunidades de comercialización y dual fuel Gestión proactiva de los marcos regulatorios Fuerte potencial de crecimiento orgánico de los negocios regulados y Latam Crecimiento de los negocios liberalizados por la recuperación del entorno Captura del crecimiento en mercados clave Inversiones 40

41 2 Optimización Sinergias Metodología sólida y sistemática para la gestión del proceso global Objetivos top-down establecidos por el Comité de Integración Metodología bottom-up para identificar las palancas de mejora y obtener el compromiso de las Unidades de Negocio Sólida planificación y seguimiento sistemático de los objetivos cualitativos y del impacto económico Sinergias y eficiencia como parte de la cultura de GNF Procedimientos rigurosos para supervisar y reportar sobre el impacto económico 41

42 2 Optimización Sinergias Metodología bottom-up ppara identificar las palancas de mejora y obtener el compromiso de las Unidades de Negocio Alrededor de personas involucradas; más de 500 iniciativas de mejora Más de personas involucradas en las fases de identificación e implementación ~20 grupos de trabajo ~100 proyectos de transformación ~500 iniciativas de sinergias i / eficiencias i i Metodología bottom-up para identificar y comprometerse con el cumplimiento de las sinergias Cada área tiene un grupo de trabajo dedicado a identificar y desarrollar iniciativas de mejora Directivos clave lideran la fase de identificación El impacto de cada iniciativa es evaluado cuantitativa y cualitativamente con el fin de establecer objetivos y comprometerse con ellos Las iniciativas individuales se agrupan en proyectos de integración/transformación La Oficina de Integración coordina el proceso y apoya a los grupos de trabajo en el análisis bottom-up 42

43 2 Optimización Sinergias Mejora continua y excelencia operativa Nuevos objetivos de mejora de eficiencia a ( m / año) 100% % % Conseguidas a 2009 Esperadas a Total 2012 EBITDA 2 Capex 1. Importe anualizado acumulado en Incluye Opex e Ingresos 43

44 2 Optimización Sinergias Sinergias de Integración 8 grandes líneas globales de optimización para alcanzar 750m de sinergias Optimización de costes fijos con un impacto significativo en las cifras de GNF Optimización i ió de los márgenes brutos como plataforma para un crecimiento eficiente Eficiencias de Proceso m/año Alta direc. y Estructura de la Org. IT Compras Otras Funciones Corporativas Ingresos Comercial Generación Negocios Internacionales EBITDA Capex 44

45 2 Optimización Gestión en negocios actuales Optimización proactiva de la cartera de suministros Precio Cantidad Destino Rebajar los niveles de precio actuales del gas Cambiar o modificar parcialmente las referencias de precio del gas Mayor flexibilidad : ToP, cantidad anual, cláusulas l make-up Mayor capacidad para desviar gas a otros mercados GNF está optimizando activamente sus contratos de gas, adaptándolos a las condiciones del nuevo entorno 60% de los contratos actualmente en situación de reapertura 45

46 2 Optimización Gestión en negocios actuales Aprovechamiento de las oportunidades de comercialización y dual fuel Contratos en España (m) Comercialización minorista de gas Comercialización minorista eléctrica 10,00 Otros Mantenimiento Dual-fuel 0,2 1,5 0,6 Electricidad 3,3 Presencia de Gas Natural Fenosa Importante crecimiento esperado en clientes dual-fuel % Clientes Dual-fuel l >30% Gas 4,5 13% >20% 2009A 2009A 2012E 2014E Positiva implementación de la estrategia dual-fuel 46

47 2 Optimización Gestión en negocios actuales Gestión proactiva de los marcos regulatorios Generación Europa Distribución Europa Marco regulatorio de régimen especial Retribución de garantía de potencia Déficit de tarifa Modelo aditivo de precios Real Decreto sobre el carbón nacional Régimen de la generación nuclear e hidroeléctrica Marco regulatorio de distribución de gas estable para España Reconfiguración del sector de la distribución de gas en Italia Cambio al nuevo modelo de retribución eléctrica basada en valor de activos previsto en 2010 en España Distribución Latinoamérica Revisiones regulatorias ordinarias 47

48 2 Optimización Gestión en negocios actuales Mejora de los pagos por capacidad para ciclos combinados Factores de disponibilidad % Disponibilidad / Capacidad nominal Capacidad de-rated (1) Disponibilidad media anual Pago por capacidad necesario para obtener una rentabilidad razonable en el sector /MW Hidro Solar termoeléct. 5 Eólica 0-1 Solar fotovoltaica hr 2000hr La generación con gas es imprescindible como backup para las tecnologías de renovables Introducción de mecanismos de retribución no ligados a la producción que garanticen un retorno adecuado a la potencia de backup Nota: (1) Porcentaje de la potencia instalada que considera el operador del sistema que está disponible para cubrir el pico de demanda Fuente: Red Eléctrica Española, MITyC y GNF 48

49 2 Optimización Gestión en negocios actuales En los últimos años el déficit tarifario ha crecido fundamentalmente por las primas al régimen especial Evolución de las primas al régimen especial ( m) Evolución del déficit tarifario y las primas al régimen especial ( m acumulados) Variación : +400% Solar Eólica Cogeneración Resto Primas acumuladas Déficit acumulado Fuente: Liquidación nº 14 de 2009 (CNE) 49

50 2 Optimización Gestión en negocios actuales El pacto energético debe garantizar que se cumplan los objetivos de eliminar el déficit de tarifa en 2013 Déficit tarifario (1) ( m) Compromiso RDL 6/2009 Déficit 2009 = 3.500m Déficit previsto 2010 = 3.120m (2) (3) <= (4) Compromiso RD 6/2009 Déficit = 0 Compromisos según RDL 6/2009 Notes: (1) Incluye déficit extra-peninsular distribuido uniformemente en el periodo : 886m, : 1.677m. UNESA publica para el periodo una cifra de 2.061m; (2) Déficit reconocido en el RD 485/2009; (3) Se aplica minoración de 43m según nota de prensa de CNE 15 septiembre 2009; (4) Se aplica minoración de 1.179m según nota de prensa de CNE 15 septiembre 2009 Fuente: MITyC presentación de OM tarifa enero 2010, CNE informe 33/2009, Liquidación 14/2008, Liquidación 14/

51 2 Optimización Gestión en negocios actuales Impacto limitado del marco regulatorio Objetivo de EBITDA de GNF para 2012 (> 5,0bn) sin riesgo ante nuevas medidas regulatorias 10% peso de GNF sobre los costes totales del sector 1 Marco regulatorio de las energías renovables 1% 2 ~ Incentivos Impuestos en Nuclear e Hidro 8% a la generación doméstica del carbón 3 30% 4 Pago por capacidad de CCCs 35% % Cuota de GNF por cada medida regulatoria vs total del sector GNF está mejor posicionada que otros competidores ante posibles medidas regulatorias Notes: (1) Incluye todos los costes regulatorios y de generación; (2) Cuota de GNF sobre los incentivos del régimen especial. En términos de producción, la cuota de GNF es de ~2,5%; (3) Impacto neutral para GNF ya que la reducción de producción de carbón doméstico se verá cubierta por los CCCs; (4) Cuota de GNF en la producción doméstica de carbón. 51

52 Prioridades de gestión alineadas con la evolución prevista del entorno Fortalecimiento del balance Optimización Captura del crecimiento Reducción de deuda Sinergias Gestión en negocios actuales Crecimiento orgánico Líneas estratégicas a medio plazo Enfoque en el fortalecimiento de la posición financiera Finalización del programa de desinversiones Objetivo de alcanzar ~3x deuda neta / EBITDA y rating A en el medio plazo Mejora continua de la excelencia operativa Nuevos objetivos de sinergias a 2012 Optimización de la cartera de suministros de gas Oportunidades de comercialización y dual fuel Gestión proactiva de los marcos regulatorios Fuerte potencial de crecimiento orgánico de los negocios regulados y Latam g y Captura del crecimiento en mercados clave Crecimiento de los negocios liberalizados por la recuperación del entorno Inversiones 52

53 3 Captura del crecimiento Captura del crecimiento Integración de Objetivos Unión Fenosa 2012 Aspiraciones a 2014 Crecimiento orgánico Fuerte potencial de crecimiento orgánico de los negocios regulados y Latinoamérica Aceleración del crecimiento de los negocios liberalizados por la recuperación del mercado Líneas estratégicas a medio plazo Aprovechamiento de oportunidades adicionales en mercados clave Reducción de deuda Objetivo Deuda Neta / EBITDA de ~3x Rating A en el medio plazo 53

54 3 Captura del crecimiento Plan de inversiones alineado con entorno y estrategia de la compañía Por tipo de proyecto Por negocio Capex bruto total ~ 9 ( bn) (1) ~ 9 0,5 0,7 Otros Gas ~ 5,3 3,2 2,1 5,6 3,4 1,7 Generación Crecimiento orgánico ~ 5,3 0,4 Renovables 0,3 04 0,4 1,2 0,2 5,6 Distribución Mantenimiento 3, Inversiones con bajo riesgo de ejecución en mantenimiento y crecimiento orgánico ~85% del capex de crecimiento genera EBITDA en 2012 Plan de inversiones enfocado en negocios regulados con atractivo potencial de crecimiento orgánico Nota: 1. Incluye 0.7bn de aportaciones y subvenciones para el periodo (negocios de distribución) 54

55 3 Captura del crecimiento Flexibilidad para acometer nuevas inversiones si se presentan las condiciones adecuadas Capex bruto medio anual ( bn) Posibles inversiones adicionales condicionadas a: % Capex s/ebitda 53% 56% Compromiso Deuda Neta / EBITDA ~3x y rating A en el medio plazo 43% 46% 38% 33% 33 3,3 Evolución favorable del entorno económico y energético 2,5 2,1 2,2 Posibles inversiones adicionales 1,8 1,8 Materialización de proyectos atractivos en los negocios/ mercados de alto interés estratégico para Gas Natural Fenosa 2008PF 2009PF Deuda neta / EBITDA (exc. inversiones adicionales) ~4x ~3x ~2,5x 55

56 3 Captura del crecimiento Gas Natural Fenosa Gas Natural Fenosa Objetivos a PF 2012E Puntos de suministro (m) i i t ( ) 20,22 22,0 Potencia instalada (GW) 15,5 15,3 (1) Capex bruto ( bn) ( ) (2) 5,3 EBITDA ( bn) CAA% 4,5 >5,0 5% Nota: (1) Después de desinversiones de CCCs; (2) Capex bruto, antes de desinversiones y aportaciones 56

57 Prioridades de gestión alineadas con la evolución prevista del entorno Fortalecimiento del balance Optimización Captura del crecimiento Reducción de deuda Sinergias Gestión en negocios actuales Crecimiento orgánico Líneas estratégicas a medio plazo Enfoque en el fortalecimiento de la posición financiera Finalización del programa de desinversiones Objetivo de alcanzar ~3x deuda neta / EBITDA y rating A en el medio plazo Mejora continua de la excelencia operativa Nuevos objetivos de sinergias a 2012 Optimización de la cartera de suministros de gas Oportunidades de comercialización y dual fuel Gestión proactiva de los marcos regulatorios Distribución Electricidad Gas Latam Inversiones 57

58 3 Captura del crecimiento Distribución Aspectos clave - Distribución Principal operador de redes de gas y electricidad en Europa y Latam Negocio 100% regulado Marcos regulatorios atractivos Gestión de redes conjunta y eficiencias Generación de cash flow estable y predecible Potencial de crecimiento i orgánico junto con oportunidades d atractivas de desarrollo 58

59 3 Captura del crecimiento Distribución Distribuidor líder en mercados clave Presencia de Gas Natural Fenosa más de 20 millones de clientes España 5,2m clientes de gas 3,7m clientes de electricidad Norway México Nicaragua 0,7m clientes de electricidad Trieste 1,2m clientes de gas Guatemala 14mclientes 1,4m de electricidad Colombia 2,0m clientes de gas 2,1m clientes de electricidad Brasil Italia Moldavia Panamá 0,5m clientes de electricidad 0,8m clientes de gas 0,4m clientes de gas 0,8m clientes de electricidad Argentina 1,4m clientes de gas Presencia en distribución de gas y electricidad Presencia en distribución de gas Presencia en distribución de electricidad Nota: Cifras de

60 3 Captura del crecimiento Distribución Negocio de distribución equilibrado Puntos de suministro ( 000) 2009PF EBITDA ( bn) 2009PF Electricidad 9.1 Electricidad 0,9 Gas 11,0 Gas 1,4 Latam 10,1 Europa 10,1 Latam 0,8 Europa 1,5 Total: 20,2m Total: 2,3bn Perfil de negocio equilibrado 60

61 3 Captura del crecimiento Distribución Distribución Prioridades estratégicas Crecimiento orgánico Líneas estratégicas a medio plazo Continuar la gasificación en España (+400k puntos de suministro a 2012 y +700k a 2014) Aumento de la penetración de gas en México y Brasil (+600k puntos de suministro en Latam a 2012 y k a 2014) Desarrollos de gas en el arco mediterráneo/atlántico que contribuyan a la comercialización de gas Saturación en Italia (+60k puntos de suministro a 2012 y +90k a 2014) Captura del potencial de crecimiento de la demanda d eléctrica Desarrollo de productos que generen nueva demanda de gas y electricidad 61

62 3 Captura del crecimiento Distribución Significativo potencial de crecimiento orgánico en distribución ib ió de gas Penetración de gas (%) Holanda R.Unido Italia Bélgica Alemania Francia España Portugal Argentina Colombia Brasil México 7 2 Fuente: Eurogas, Eurostat, Euroconstruct, US Census Bureau, EIA, Cedigaz, análisis BCG 62

63 3 Captura del crecimiento Distribución Potencial de crecimiento orgánico en distribución de gas en España Posición actual en la distribución Nuevos puntos de suministro ( 000) de gas (1) 18% 31% 61% 52% 70% ~185 ~230 51% % 26% 11% 2009 Media Media Penetración de Gas Natural Fenosa Nota: (1) Cifras de

64 3 Captura del crecimiento Distribución Bien posicionados para capturar el crecimiento en Latinoamérica Principales competidores en distribución de gas y electricidad (millones de clientes) Población de las principales ciudades (miles de habitantes) 12, Indica presencia de GNF ,1 9,7 8, , , ,5 Competidor 1 (1) Competidor 2 Competidor 3 Competidor 4 Competidor 5 Competidor 6 Buenos Aires Sao Paulo Ciudad de México Lima Bogotá Caracas Río de Janeiro Santiago Guadalajara San de Chile Juan GNF está presente en 7 de las diez principales ciudades de Latinoamérica, y es el segundo mayor distribuidor de electricidad y gas (1) Cifras ajustadas por desinversiones (venta de Epsa en Colombia) 64

65 3 Captura del crecimiento Distribución Desarrollo en el arco Atlántico / Mediterráneo Francia Demanda 460TWh 45 bcm CAA 09-14E 2,3% 0,6% Electricidad Gas Italia Demanda 316TWh 85 bcm CAA 09-14E 1,6% 1,3% Electricidad Gas Grecia Demanda 56TWh CAA 09-14E 8,6% 4 bcm 2,0% Electricidad Gas Portugal Demanda CAA 09-14E 46TWh 2,3% 3,0% 5 bcm Electricidad Gas Turquía Demanda CAA 09-14E 161TWh 6,2% 6,6% 34 bcm Electricidad Gas Nota: Demanda Para electricidad se refiere a consumo final Fuente: Reguladores nacionales; BP; BCG 65

66 3 Captura del crecimiento Distribución Potenciales desarrollos en Latam enfocados en distribución ib ió México Demanda 184TWh Francia CAA 08-14E 2,6% 2,7% Colombia Demanda 47TWh 3,1% CAA 08-14E 4,2% 46 bcm Electricidad Gas 7 bcm Electricidad Gas Perú Demanda 29TWh CAA 08-14E 11,0% 76% 7,6% 3 bcm Electricidad Gas Brasil Demanda CAA 08-14E 393TWh 10,6% 4,2% 19 bcm Electricidad Gas Nota: Demanda Para electricidad se refiere a consumo final Fuente: Reguladores nacionales; BP; BCG 66

67 3 Captura del crecimiento Distribución Distribución Objetivos PF 2012E Puntos de suministro (m) Gas Electricidad Europa Latam Capex Bruto ( bn) ( ) EBITDA ( bn) CAA% 20,2 22,0 11,0 12,1 9,1 9,9 10,1 10,7 10,1 11,3 3,2 2,3 2,8 56% 5,6% 67

68 3 Captura del crecimiento Distribución Distribución Líneas estratégicas a medio plazo Líneas estratégicas a medio plazo ( ) 2-3 millones de puntos de suministro en mercados clave que contribuyan a comercializar energía Capex de 2,4-3,3bn 2014E Puntos de suministro (m) Aspiraciones a 2014 Gas 13,0-14,0 Electricidad ~10,6 Capex ( ) ( bn) 5,6-6,5 EBITDA ( bn) 3,1-3,2 68

69 3 Captura del crecimiento Electricidad Aspectos clave - Electricidad Tercer operador en el mercado español Negocio fundamentalmente regulado / totalmente contratado (incluyendo PPAs) en Latam Mix de generación diversificado ofreciendo gran flexibilidad Generación cubierta y aprovisionamiento i i competitivo Negocio rentable de comercialización mayorista y minorista Oportunidad de incrementar cuota en renovables 69

70 3 Captura del crecimiento Electricidad Negocio de electricidad de Gas Natural Fenosa en España Presencia de Gas Natural Fenosa 2009 Principales Magnitudes Sabón Galicia Costa Narcea Meirama Anllares Miño La Robla Arrúbal Sant Adrià del Besós Capacidad instalada (MW) Régimen ordinario Régimen especial 950 Bolarque Almaraz Aceca Trillo Sagunto La Plana del Vent Electricidad generada (GWh) Régimen ordinario Régimen especial Cartagena EBITDA ( m) Palos de la Frontera Málaga San Roque Campo de Gibraltar Hidro Nuclear Carbón Ciclo Combinado Fuel / Gas Área Hidro / Nuclear Área Carbón Área Ciclo Combinado 70

71 3 Captura del crecimiento Electricidad Gas Natural Fenosa tiene un mix de activos altamente competitivo Mix de capacidad instalada (2009) 34% 7% 4% 5% 15% Cartera de generación flexible perfectamente ajustada a los nuevos desafíos y exigencias del sistema 60 8% Capacidad de gestión Capacidad de gestión: contratos de suministro otorgan flexibilidad 4% para optimizar resultados en un 12% escenario de alta volatilidad 40 55% Capacidad 24% de modular Capacidad de modular: respalda el régimen especial y posibilita la 20 captura de los precios más 18% 14% atractivos en los diferentes mercados 0 España Régimen Ordinario Nuclear Fuel/gas Carbón Ciclo Combinado Hidro GNF tiene una posición estratégica de Ciclos Combinados en la Península Ibérica 71

72 3 Captura del crecimiento Electricidad Negocio de electricidad de Gas Natural Fenosa en Latam Presencia de Gas Natural Fenosa 2009 Principales Magnitudes (1) Caribe 461 MW Ciclo combinado y fuel GWh COD: 2000 PPA hasta: 2022 Capacidad Instalada (MW) Ciclos combinados México Panamá Hidráulica 51 1,6 GW CCGT (recientemente reducidos a 1,57 GW ) TWh COD: 2001 PPA hasta: MW Hidráulica y Térmica GWh COD: Pre 2000 Térmica 33 Fuel / Gas 198 Costa Rica Electricidad Generada (GWh) EBITDA 1 ( m) MW Hidráulica GWh COD: 2006 PPA hasta: 2023 Nota: (1) Cifras 2009PF ajustadas por desinversiones (venta de 2,233MW de ciclos combinados en México) 72

73 3 Captura del crecimiento Electricidad Electricidad Prioridades estratégicas Crecimiento orgánico Líneas estratégicas a medio plazo Completar proyectos de crecimiento en generación ya en curso Capturar cuota natural del crecimiento en renovables en mercados clave (c.1,2gw adicionales) Crecimiento en comercialización minorista y servicios energéticos Fortalecimiento del negocio de comercialización mayorista Reequilibrar el mix de generación con c. 1GW de nueva capacidad convencional en mercados clave 73

74 3 Captura del crecimiento Electricidad Proyectos de generación en curso Ciclos en España Generación Latam Energías Renovables Málaga (400 MW): en pruebas Puerto de Barcelona (850 MW): entrada en operación comercial en el segundo semestre de 2010 Ciclo combinado de Durango, México (400 MW): en operación antes de final 2010 Central hidráulica de Torito, Costa Rica (50 MW): fase de autorización finalizada 290 MW en España con autorización o en estado avanzado de autorización 74

75 3 Captura del crecimiento Electricidad Crecimiento en comercialización minorista y servicios energéticos Significativo potencial de venta Atractivo crecimiento esperado en cruzada comercialización Contratos / Cliente 1,3 1,4 1,5 > 1,5m contratos de mantenimiento (1 de cada 3) > 560 miles de contratos de dual-fuel # Contratos (m) 10 ~11 ~12 15% 13% (1) Mantenimiento 2009 Contratos de mantenimiento Contratos 2009 Dual-Fuel Contratos dual-fuel 2009A 2012E 2014E Gas Electricidad Dual fuel Mantenimiento Otros c. 10m contratos en España con potencial de venta cruzada significativo Nota: (1) Contratos dual-fuel divididos por contratos de gas 75

76 3 Captura del crecimiento Electricidad Fortalecimiento del negocio de comercialización mayorista Volumen de comercialización mayorista Cobertura de la generación Cuota de mercado 21% ~25% ~25% GWh 21 ~25 ~26 Generación RO no cubierta 13% 3% Contratos comerciales Generación RO cubierta 87% 97% Contratos de gas vinculados al pool 2009A 2012E 2014E S S Posición conjunta en generación y comercialización como vector de crecimiento que permita mantener la estabilidad en el negocio eléctrico 76

77 3 Captura del crecimiento Electricidad Captura de la cuota proporcional p de nueva capacidad en renovables en España Cuota de mercado de capacidad instalada en Régimen Especial GW atribuibles a Gas Natural Fenosa 3 +1,2 GW 5% 2,2 % Cuota de régimen especial 2 3% 1 1, Posible objetivo de crecimiento adicional del GNF 2014 Cuota 10% Potencia Régimen Especial en España 33 GW +12 GW 45 GW 1,2GW de capacidad adicional de renovables en España en

78 3 Captura del crecimiento Electricidad Potenciales desarrollos en Latam México Demanda 184TWh CAA 08-14E 2,6 % 2,7 % Colombia Demanda 47TWh 3,1 % CAA 08-14E 4,2 % 46 bcm Electricidad Gas 7 bcm Electricidad Gas Necesidad de nueva capacidad GW +20% Perú Demanda 29TWh CAA 08-14E 11,0 % 76% 7,6 Necesidad de nueva capacidad GW +40% % incremento Chile Demanda % incremento CAA 08-14E 3 bcm Electricidad Gas Necesidad de nueva capacidad GW +120% Brasil Demanda 393TWh CAA 08-14E 10,6 % 53TWh 4,6 % 8,0 % 4,2 % 2 bcm % incremento 19 bcm Electricidad Gas Electricidad Gas Necesidad de nueva capacidad GW +69% Necesidad de nueva capacidad GW +41% % incremento % incremento Nota: Demanda Para electricidad se refiere a consumo final Fuente: Reguladores nacionales; BP; BCG 78

79 3 Captura del crecimiento Electricidad Electricidad Objetivos PF 2012E Capacidad Instalada (GW) Convencional Renovables (2) España Internacional Capex Bruto ( bn) ( ) EBITDA ( bn) CAA% 15,5 15,3 14,5 14,3 0,9 1,0 13,4 12,7 2,1 2,6 1,4 1,2 1,4 35% 3,5% (1) Nota: (1) Después de desinversiones de CCCs; (2) Incluye CHP 79

80 3 Captura del crecimiento Electricidad Electricidad Líneas estratégicas a medio plazo Líneas estratégicas a medio plazo ( ) 1GW de potencia convencional en mercados clave para GNF 1,2GW de renovables en mercados clave para GNF con enfoque en Europa Capex de c. 0,7-3,3bn (1) 2014E Capacidad Instalada (GW) 15,6-17,7 Aspiraciones a 2014 Convencional 14,3-15,2 Renovables 1,2-2,4 Capex ( ) ( bn) 2,1-4,7 EBITDA ( bn) ,4-1,6 Nota: (1) Después de desinversiones de CCCs 80

81 3 Captura del crecimiento Gas Aspectos clave - Gas Cartera de contratos de GNL y GN diversificada, competitiva y flexible Infraestructura t de gas integrada, ofreciendo estabilidad d de generación de cash flow y flexibilidad operacional Principal operador de GNL en la cuenca atlántica, con gran opcionalidad Acceso a los mercados único: más de 11 millones de clientes y ventas de gas en más de 10 países Posición líder en España en el suministro de gas en el mercado mayorista y minorista 81

82 3 Captura del crecimiento Gas Aspectos destacados del negocio de gas de Gas Natural Fenosa Cartera de Suministros Diversificada (29bcm) Resto del Mundo 15% Nigeria 21% Noruega C trinidad y Tobago 11% Montoir - 1,0bcm contratado RC Egipto 14% Algeria 21% R C Flota GNL - 10 metaneros m3 Ecoeléctrica -4,0bcm - Participación 50,0% Trinidad y Tobago Reqanosa -3,5bcm - Participación 18,0% Gasoducto Europeo del Magreb R R Trieste R R Taranto Sagunto - 12,3bcm - Participación 42,5% L C C C Algeria Libia Egipto C Damietta -7,6bcm -Participación 80,0% C Qatar L C Oman Qalhat -4,6bcm - Participación 7,4% Qatar 18% Opciones de Venta Crecientes EE.UU. 5% Francia 5% Otros Mercados 7% Nigeria R Planta Regasificación RC Capacidad de Regasificación en leasing L Planta Licuefacción España Gasoducto Europeo del Magreb C Contratos de gas de larga duración 83% Principal proveedor de GNL/GN en las cuencas Atlántica y Mediterránea y segundo operador de GNL en el mundo 82

83 3 Captura del crecimiento Gas Gas Prioridades estratégicas Crecimiento orgánico Líneas estratégicas a medio plazo Internacionalización de la actividad de comercialización de gas Aprovechamiento de las posiciones en la cuenca Mediterránea/Atlántica para crecer en nuevos mercados Continuar con el desarrollo de infraestructuras actuales Exploración de oportunidades de acceso a infraestructuras en mercados en Europa y Cono Sur 83

84 3 Captura del crecimiento Gas Aceleración de las iniciativas de expansión del negocio internacional i de gas 35 Volumen de gas total comercializado (1) bcm 17% 18% 27% 34% % Mercados exteriores ~10% Latinoamérica Asia Desarrollo de nuevos mercados nicho "premium" apalancándose en la flexibilidad de la cartera y la flota propia Área mediterránea Acelerar el desarrollo de carteras comerciales de clientes industriales de tamaño mediano-pequeño Consolidar la posición en Francia (cuota 2009: ~4%) Expandir la actividad a otros mercados (Portugal, Benelux, Italia, Alemania) Nota: (1) Excluye Unión Fenosa Gas Crecimiento en el negocio internacional apoyándose sobre activos existentes y capacidades probadas 84

85 3 Captura del crecimiento Gas Capacidad demostrada de GNF para internacionalizar su actividad de gas Variación en el volumen de gas comercializado en los mercados exteriores bcm ,6 Flota propia como elemento clave 4,5 Asia aportando flexibilidad (10 buques con Latam distinta capacidad de transporte) 10 1,0 0,9 0,2 EE.UU. 1,3 Acceso a capacidad adicional de regasificación en Puerto Rico y Francia 2,5 2 Europa Contratos atractivos de gas CIF / FOB ,2 0,9 Flexibilidad operativa del gas a través del gasoducto

86 3 Captura del crecimiento Gas Desarrollo de infraestructuras en curso Incremento de utilización de las infraestructuras actuales Desarrollo de proyectos en curso Gasoducto Regasificación Licuefacción Almacenamiento Regasificación EMPL Sagunto Reganosa Ecoeléctrica Damietta Qalhat Marismas: 0,6bcm en 2014 Sagunto: Ampliación de 0,4bcm Ecoeléctrica: Cargadero GNL y nuevo vaporizador Italia: Continuación del proceso de permisos 86

87 3 Captura del crecimiento Gas El aumento de la capacidad de regasificación abre oportunidades de entrada a nuevos mercados Previsiones i de evolución de la capacidad de regasificación Plantas de regasificación en Europa y Latam bcm 1, , Europa y Latam 663 Norteamérica Asia Andres Port Esquivel P E E Penuelas P Cutuco Energy E Pecem Mejillones C EGuanabara Bay P Rio Grande Tergas P Montevideo Quintero E E Bahia Blanca Teesside Gasport Port Meridian Norsea Canvey Nynashamn P N N P P E Taqa P Lithuania Shannon P P Eemshaven Canatxx E P C E P P P PKaliningrad South Hook C Polskie LNG Dragon P Isle of Grain E PLiongas Wilhelmshaven Dunkirk k P P N GATE GasPort Gaz de Normandie Montoir E Zeebrugge Black Sea LNG Regasona E P Adriatic Zaule P P El Musel E Pegas La Spezia Monfalcone C P Bilbao CEP P Krk PConstanta E N E Fos E P P Api Nova Cavaou P P Triton Sines E Livomo N Marmara E E E Barcelona N P P P Fier Ereglisi Huelva Taranto Cartagena Sagas Rosignano Brindisi PMegdas E EAliaga P P Porto Ionio Revythoussa Empedocle Vasilikos P Israel LNG P 0 Existente Planeada Construcción TOTAL E Existente C En construcción P Planeada N Entrada en La flexibilidad de la cartera de aprovisionamientos y la capacidad logística son clave para aprovechar las nuevas oportunidades Fuente: IEA Natural Gas Market Review

88 3 Captura del crecimiento Gas Gas Objetivos PF 2012E Bcm España Internacional UFG (1) % Internacional Capacidad de almacenamiento (bcm) Capex Bruto ( bn) ( ) (2) % 20-30% 0,1 0,3 0,4 EBITDA ( bn) 08 0,8 08 0,8 Nota: (1) Incluye 100% de UFG; (2) Excluye UFG 88