vvdsvdvsdy Source: Factset Gas Natural Fenosa Spain/ Utilities Company update Investment Research Reason: Company Newsflow 31 January 2014 Accumulate Recommendation unchanged Share price: EUR closing price as of 30/01/2014 Target price: EUR from Target Price: EUR Reuters/Bloomberg 18.67 21.10 19.50 GAS.MC/GAS SM Daily avg. no. trad. sh. 12 mth 1,559,919 Daily avg. trad. vol. 12 mth (m) 28,891.84 Price high 12 mth (EUR) 19.23 Price low 12 mth (EUR).77 Abs. perf. 1 mth -0.2% Abs. perf. 3 mth 7.7% Abs. perf. 12 mth 24.5% Market capitalisation (EURm) 18,683 Current N of shares (m) 1,001 Free float 31% Key financials (EUR) 12/12 12/e 12/14e Sales (m) 24,904 24,377 25,344 EBITDA (m) 5,080 5,059 5,5 EBITDA margin 20.4% 20.8% 20.3% EBIT (m) 3,067 2,958 3,025 EBIT margin 12.3% 12.1% 11.9% Net Profit (adj.)(m) 1,441 1,440 1,466 ROCE 6.9% 6.8% 7.1% Net debt/(cash) (m) 15,998 14,896,836 Net Debt Equity 1.1 1.0 0.8 Net Debt/EBITDA 3.1 2.9 2.7 Int. cover(ebitda/fin.int) 5.8 6.1 6.5 EV/Sales 1.3 1.5 1.4 EV/EBITDA 6.1 7.0 6.7 EV/EBITDA (adj.) 6.2 7.0 6.7 EV/EBIT 10.2 12.0 11.4 P/E (adj.) 9.4.0 12.7 P/BV 1.0 1.4 1.3 OpFCF yield 17.9% 11.0% 10.5% Dividend yield 4.8% 4.8% 4.9% EPS (adj.) 1.44 1.44 1.47 BVPS.25.80 14.37 DPS 0.89 0.89 0.91 20 19 18 17 16 15 14 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan 14 GAS NATURAL FENOSA Stoxx Utilities (Rebased) Shareholders: La Caixa 35%; Repsol YPF 30%; Sonatrach 4%; For company description please see summary table footnote Concentrando esfuerzos y recursos donde hay crecimiento La diversificación tanto de negocio como geográfica de Gas Natural está demostrando ser una de las claves del éxito de la compañía en unos años en que varios parámetros relevantes para el grupo no están teniendo un comportamiento positivo (demanda eléctrica y demanda de gas en descenso, exceso de capacidad en CCGT y relevantes recortes regulatorios en electricidad a modo de ejemplo). Gracias a ello Gas Natural anunció a finales de 20 una actualización estratégica 20-15 en la que la inversión daba un giro hacia los negocios que ofrecen cierto crecimiento con el menor riesgo regulatorio. Ello unido a una sólida posición financiera gracias a los esfuerzos pasados en reducir deuda y en una acertada refinanciación, han permitido la formulación de unos objetivos más intensivos en capex (hasta EUR 1.7bn/año vs. EUR 1.5bn anterior), aspirar a cierto crecimiento operativo (CAGR EBITDA 0.8% 2012-15e) y mantener la política de dividendos, sin necesidad de recurrir a desinversiones adicionales. Gas Natural es uno de nuestros valores preferidos en el sector de cara a 2014 siendo muy pocos los representantes energéticos que ofrecen conjuntamente los anteriores objetivos. Reiteramos nuestra recomendación de Acumular con un precio objetivo de EUR 21,10/acción (+8.2% el anterior, EUR 19,5/acción). Desglose geográfico y de negocio: La diversificación tanto geográfica como de negocio han sido claves para Gas Natural desde que en 2008 se iniciara una fase bajista en demanda energética e intensa en recortes regulatorios. En concreto la presencia internacional (45% EBITDA) y el negocio mayorista de gas (+15% EBITDA) han permitido mantener una senda de crecimiento en los resultados operativos (CAGR 2010-12 del 2%), aunque más modesta vs. el pasado. Estructura Financiera: Gas Natural ha reforzado sustancialmente su estructura financiera en los últimos años con una relevante reducción de deuda (EUR 10bn en un periodo de cuatro años procediendo de desinversiones EUR 5.27bn-) gracias a la cual ha conseguido el ratio Deuda/EBITDA objetivo en torno a 3.0x. La compañía ha apostado por una estructura muy ligada al mercado de bonos, alargando vencimientos y manteniendo un competitivo coste financiero. Gracias a ello y a pesar de los recortes en la generación de caja de los negocios eléctricos nacionales, el grupo ha logrado mantener un dividendo creciente sin necesidad de vender activos adicionales. Retribución al accionista: A lo largo de este periodo de debilidad, se ha podido mantener la política de retribución, aunque su formulación se ha adaptado a los tiempos: desde la tradicional política de elevar el DPA un 10% anual a establecer como objetivo mantener un pay out aprox. del 62% de los beneficios. Se abandona el scrip dividend y la totalidad de la retribución será en metálico. Valoración y Recomendación: Elevamos nuestra valoración en un +8.2% hasta EUR 21,10/acción vs. la anterior de EUR 19.5 consecuencia de otorgar mayor valor a los negocios gasistas internacionales al ser los de mayor crecimiento y menor riesgo regulatorio. Con un potencial en torno al % reiteramos nuestra recomendación de Acumular a los precios actuales. Riesgos para 2014: 1) Regulatorio, tras las modificaciones en electricidad y considerados los desequilibrios en el sector gasista, no descartamos ajustes regulatorios; 2) Capital: Las participaciones de los dos accionistas de referencia podrían experimentar cambios en los próximos meses. Analyst(s): Sonia Ruiz De Garibay +34 91 436 7841 sgaribay@bekafinance.com Produced by: All ESN research is available on Bloomberg ( ESNR ), Thomson-Reuters, Capital IQ, FactSet Distributed by the Members of ESN (see last page of this report)
CONTENTS Concentrando esfuerzos y recursos donde hay crecimiento y visibilidad... 3 Objetivos del Plan Estratégico 20-15... 3 Expectativas operativas: Visión por negocio... 4 Fortaleza Financiera: la ventaja competitiva... 10 Capex: Intensificación a pesar del entorno... Acotando los principales riesgos: Regulatorio y Accionarial... 14 Valoración EUR 21,10/acción y Recomendación (Acumular)... 16 ESN Recommendation System... 25 Page 2
Concentrando esfuerzos y recursos donde hay crecimiento y visibilidad La diversificación tanto de negocio como geográfica de Gas Natural está demostrando ser una de las claves del éxito de la compañía en unos años en que varios parámetros relevantes para el grupo no están teniendo un comportamiento positivo (tales como demanda eléctrica y demanda de gas en descenso, capacidad ociosa en CCGT y relevantes recortes regulatorios en electricidad). Gracias a ello Gas Natural anunció a finales de 20 una actualización estratégica 20-15 en que la inversión da un giro hacia los negocios que ofrecen cierto crecimiento con el menor riesgo regulatorio. Ello unido a una sólida posición financiera gracias a los esfuerzos pasados en reducir deuda y en una acertada refinanciación, han permitido la formulación de objetivos más intensivos en capex (hasta EUR 1.7bn/año vs. EUR 1.3bn anterior), aspirar a cierto crecimiento operativo y mantener la política de dividendos, sin necesidad de recurrir a desinversiones adicionales. Gas Natural es uno de nuestros valores preferidos en el sector de cara a 2014 siendo muy pocos los representantes energéticos que ofrecen conjuntamente los anteriores objetivos. Reiteramos nuestra recomendación de Acumular con un precio objetivo de EUR 21,10/acción (+8.2% el anterior EUR 19,5/acción). Objetivos del Plan Estratégico 20-15 El actual plan estratégico del grupo hasta el año 2015 descansa sobre los siguientes aspectos: Una muy moderada recuperación de la economía española con un PIB entrando en terreno positivo a partir de 2014 y con una demanda energética (eléctrica y gas convencional) estabilizándose tras un periodo de cuatro años con caídas. Recordamos que el negocio nacional supone un 55% del EBITDA del grupo. Un continuado crecimiento en LatAm, particularmente en México, Brasil y Colombia con crecimientos económicos en torno al 4% y mayores aumentos para las demandas energéticas. LatAm es un mercado muy relevante para la compañía que viene a aportar en torno al 25% del EBITDA y que requiere de nueva capacidad lo que se traduce en un claro destino del capex del grupo (tanto en gas como en electricidad). Perspectivas atractivas para el mercado mundial de GNL, especialmente con tres focos de demanda relevantes (Oriente Medio, Asia-Pacífico y LatAm). En materia de precios, se vislumbra un cierto acercamiento entre las referencias europea y asiática entre $10-15/mmbtu, que supondrá cierta corrección en márgenes. Lejos quedará la referencia americana que seguirá por debajo de $5/mmbtu hasta que se concreten las posibilidades reales de exportación del shale gas americano. En materia operativa, financiera y de inversión los objetivos se resumen en las siguientes tablas que recogen, a pesar de los ajustes regulatorios, un muy moderado crecimiento operativo con una CAGR 2012-15 cercana al 1% en EBITDA y superior al 2% en beneficio neto. Esto se acompañará de una reducción de deuda de unos EUR 3bn en los tres años hasta un ratio Deuda/EBITDA 2.5x y ello a pesar de una inversión un +% superior (EUR 1.7bn/año con dos destinos principales: LatAm y negocios gasistas liberalizados). Page 3
Dichos objetivos ha venido acompañados de la definición de un nuevo plan de eficiencias por importe de EUR 0.3bn hasta 2015, de los que EUR 0.1bn ya se han materializado en 20 y con tres destinos: O&M, comercialización y corporación. Uno de los principales motivos de la implementación de este plan de eficiencias es contrarrestar en la medida de lo posible el impacto en la generación de caja del grupo de los diversos recortes regulatorios RDL /2012, 15/2012 y 9/20-. Conjuntamente el recorte regulatorio en Gas Natural ha ascendido a EUR 0.6bn. Es por ello que los negocios eléctricos nacionales (distribución y generación) serán los principales destinarios de dichos plan de eficiencias. Expectativas operativas: Visión por negocio Gas Natural Fenosa no aspira a un relevante crecimiento en EBITDA para el periodo 20-15, sino a un modesto CAGR cercano al 1%. Puesto en contexto (y considerando el impacto regulatorio), lograr que el EBITDA no descienda, es ya de por si un éxito en estos momentos. No obstante lo dicho en un análisis más pormenorizado por negocio el crecimiento operativo es muy dispar tal y como ahora veremos. A modo de resumen la actividad en LatAm y el negocio gasista liberalizado serán los pilares. Page 4
Distribución de gas Europa (19% EBITDA, 21% capex y 21% valoración). Esta actividad que se concreta en España e Italia, mostrará un sano crecimiento medio anual en torno al 3%. En el primero de los casos ligado a la progresiva gasificación del país dado que la penetración del gas natural en España (27%) está sustancialmente por debajo de otros mercados vecinos comparables: Francia 35%, Alemania 48% o Italia 66%. Con una adición esperada de unos 100k puntos de suministro/año, Gas Natural aspira a lograr cerca de 9 mlls para 2020 vs. los actuales 7.4 mlls. Por su parte en Italia el negocio de distribución está sufriendo una reordenación para simplificar el número de concesiones y Gas Natural aspira a ser un agente activo en dicho proceso. Para dar satisfacción a ambas pretensiones, el grupo pretende una inversión anual de unos EUR 0.35bn, +17% vs. 2012, representando un 21% del actual plan de inversiones. Distribución eléctrica Europa (12.8% EBITDA, 10% capex y 10% valoración). Gas Natural lleva a cabo esta actividad en España y Moldavia. A diferencia de la distribución gasista que es un negocio en crecimiento, la eléctrica será un foco de recorte de costes y generación de eficiencias con objeto de compensar el impacto de los ajustes regulatorios nacionales. Apenas se considera crecimiento operativo (EBITDA estable en EUR 0.65bn para 2015) con una previsión sustancialmente menor de capex. En concreto, y tras las limitaciones impuestas por el regulador al total de inversión en distribución eléctrica nacional (0.% del PIB), estimamos para Gas Natural unas inversiones aprox. EUR 0.17bn, lo que supone un significativo descenso del -39% vs. capex de 2012. Electricidad (17.8% EBITDA, 7% capex y % valoración): Gas Natural cuenta en esta actividad con una potencia instalada total de 12.7 GW con dos particularidades: alta exposición a CCGT (55% en CCGT, cerca de 7 GW) y escasa exposición a las energías renovables (apenas 1 GW, un 8% del total). Por su parte carbón e hydro representan cada una aprox. 15% del total (unos 2 GW). Al igual que la distribución eléctrica sobre la generación han recaído ajustes regulatorios relevantes (particularmente nuevos impuestos a la generación y recortes a los pagos por capacidad de los CCGT). Ello, unido a un escenario de demanda estancada hace de esta división una de las más afectadas en el ámbito operativo (estimando el grupo un EBITDA 2015e -11.8% vs. 2012) y sin capex de expansión, tan solo de mantenimiento en unos EUR 0.125bn/año. Page 5
Gas (24% EBITDA, 12% capex y 23% valoración). Este negocio ha sido clave para Gas Natural en el periodo 2011- (EBITDA CAGR 2011-e del 40%, periodo en el que los volúmenes registran +% y márgenes +36%) y el que ha permitido mantener una tendencia de crecimiento en los resultados operativos a pesar de la coyuntura. Para los próximos años se espera que el crecimiento continúe pero de forma sustancialmente más moderada EBITDA CAGR (2012-15e) del 3.6% con volúmenes en aumento pero cierto deterioro en márgenes por la convergencia comentada en precio Asia-Europa. Para llevar a cabo esta actividad el grupo cuenta con tres activos muy relevantes: Una cartera de aprovisionamiento de unos 26.5 bcm (ver tabla inferior) muy diversificada entre 7 países (África representando un 58% del total) lo que es un aspecto muy destacable entre los operadores gasistas, mayoritariamente en GNL vs. GN (54/46%) y con flexibilidad en destino (predominan los términos FOB vs. CIF). La duración media de los contratos viene a ser de unos 15-25 años y los precios proceden de fórmulas con un término fijo al que se suman los componentes variables (precios de combustibles alternativos cada uno con una ponderación). En materia de revisiones de precio, existen unas actualizaciones periódicas (cada 6 meses aprox. para las referencias de los precios de combustibles) que se trasladan al cliente final; y cada más tiempo (unos tres años o cuando concurran circunstancias de mercado excepcionales) se pueden revisar las ponderaciones o el término fijo de las fórmulas de precio. En el medio plazo (2016-19) dicha cartera experimentará tres adiciones relevantes por un total de 8.7 bcm (32% de la cartera actual): 1) Azerbaiyán (1 bcm durante 25 años) para atender al mercado italiano a través de un gasoducto internacional que unirá el mar Caspio con Italia, 2) Yamal-Rusia (3.2 bcm durante 20 años) y 3) Cheniere-EEUU (4.5 bcm durante 20 años con una posible extensión por 12 años más) y con total flexibilidad en destino. Page 6
Una flota de 9 buques metaneros que se verá reforzada de forma relevante en el c/p con una nueva incorporación en 2014, dos más en 2016 y otras dos en 2017, lo que supondrá cerca de EUR 0.8bn de inversión en dichos activos (que suelen operar bajo la fórmula de arrendamiento operativo). Con dicha flota Gas Natural se consolidará como un operador de referencia tanto en la cuenta Atlántica como Pacífica con un total de 14 buques. Una diversidad de mercados finales tanto en lo relativo a los destinos como a la duración contractual. En los últimos años se ha intensificado la venta de gas internacional (que ya supone un 27% del total, unos 7.5 bcm) y la modalidad contractual de l/p (reduciendo el peso de las ventas spot). Incluso los contratos con clientes industriales (cerca del 30% del total) se firman a un periodo de 18-24 meses. La internacionalización del porfolio de clientes de Gas Natural se va a intensificar con los acuerdos recientemente firmados en Asia y en el Cono Sur (LatAm). Algunos ejemplos a destacar son Corea (1,5 bcm, 2 años), Puerto Rico (1 bcm, 2 años), Japón (2,5 bcm, 2,5 años) e India (1 bcm, 3 años). A lo que se une el recurrente suministro a Argentina por cerca de 3 bcm que se viene renovando anualmente. En términos de demanda el GNL es una de las fuentes energéticas de mayor crecimiento esperado hasta 2035: +3.9% CAGR (2012-35) vs. +0.8% crudo y 1.9% gas convencional, lo cual contribuye positivamente a la evolución esperada de los volúmenes de esta división. En la actualidad la compañía siempre asume un riesgo de volumen dado que cuenta con una cartera de aprovisionamiento de 20 años de duración media dando contrapartida a contratos de venta a cliente final que no suelen superar los 3 años LatAm (25.5% EBITDA, 35% capex y 32% valoración). Gas Natural Fenosa es la empresa líder en distribución de gas en LatAm, donde también lleva a cabo actividades de distribución y generación eléctrica. En concreto tiene presencia en un total de ocho regiones, destacando fundamentalmente tres países: México, Colombia y Brasil. A ello se une Argentina y recientemente Perú, así como una presencia bastante diversificada en Centroamérica y Caribe (Panamá, Costa Rica, República Dominicana y Puerto Rico). Page 7
En términos numéricos la aportación de LatAm está siendo cada vez más significativa tanto en aportación operativa (25.5% EBITDA) como en retornos obtenidos (ROCE >14%). Lo primero está ligado a la pérdida de peso relativo de las actividades nacionales por la coyuntura comentada combinado con el crecimiento relativo de determinados mercados en LatAm; mientras que lo segundo está relacionado con atractivos sistemas regualtorios como luego veremos. Por actividad, tal y como refleja la tabla anterior, la aportación más relevante procede de la distribución de gas (.7% del EBITDA del grupo y un 53,7% del EBITDA LatAm), seguido a partes similares las otras dos actividades (entre 5.3-6.5% EBITDA del grupo). Por mercados, la contribución más relevante procede de Colombia (8.3% del EBITDA total y 32% del EBITDA LatAm) seguido de México (7.1% del EBITDA total y 28% EBITDA LatAm). En el primero de los casos, se trata de la única región donde se lleva a cabo la distribución tanto de gas como eléctrica; mientras que en México existe una contribución muy relevante del negocio de generación (gracias a contar con 2 GW de potencia en CCGT). Al contar con presencia en varias de las ciudades con mayor densidad de población (México, Sao Paulo, Buenos Aires, Rio de Janeiro y Bogotá), el posicionamiento de la empresa es muy ventajoso para aprovechar el potencial tanto de crecimiento económico como de gasificación. Un ejemplo reciente de ello ha sido la entrada en Perú para extender el servicio de gas natural a 4 ciudades del suroeste del país, (destacando Arequipa, la segunda ciudad peruana en población) con una inversión inicial de $60m a lo largo de 7 años hasta 2020. El plazo de concesión es por 20 años (hasta 2033) prorrogables. Además desde un punto de vista regulatorio se trata de sistemas estables que permiten predecir con bastante visibilidad la corriente de flujos de caja, donde la compañía distribuidora no percibe riesgo ni de materia prima ni de transporte, ni de inflación (la retribución se referencia a una WACC sobre la inversión comprometida) extendiéndose los periodos regulatorios por unos 4-5 años. En 2014 están previstos nuevos periodos regulatorios en México, Colombia y Panamá, mientras que en Brasil se esperan para 2015. En la actualidad es en esta actividad donde la compañía percibe mayores ROCE s (aprox 14%) y dadas las necesidades de gasificación, dichas tasas las vemos sostenibles en el tiempo. Concretando, en LatAm existen dos fuentes de crecimiento interesantes para Gas Natural Fenosa. La primera en gasificación de ciudades importantes, mientras que la segunda está en nueva capacidad eléctrica. Así, el grupo pretende aumentar el número de puntos de suministro desde los 8.9 mlls actuales hasta 10 mlls para 2015 y la capacidad instalada en 0.2 GW (en concreto eólica en México 234 MW e hydro en Costa Rica 50 MW) hasta un total de 2.7 GW. En materia financiera se espera un crecimiento del EBITDA desde el EUR 1.2bn hasta EUR 1.4bn (CAGR 2012-15 del 5.3%), siendo un destino relevante del capex del grupo (EUR 0.6bn/año vs. los actuales EUR 0.4bn y representando un 35% del total). Más aún, la compañía no descarta aprovechar oportunidades para crecer no orgánicas, mediante alguna adquisición; es por ello que LatAm se convierte en un pilar de crecimiento del grupo (no se prevé otra actividad que supere en crecimiento a LatAm en el periodo 20-15) y de posibilidades de expansión corporativa. Page 8
La combinación de las distintas perspectivas para los principales negocios nos conducen a las siguientes estimaciones operativas (EBITDA CAGR 2012-15e del 1.3%) que están bastante alineadas con los objetivos del plan estratégico comentado. Por la parte baja de la cuenta de resultados los aspectos más destacables son la moderación en los gastos financieros gracias a la progresiva reducción de deuda que luego veremos, así como la creciente contribución de la puesta en equivalencia por los cambios en el perímetro de consolidación. Desde enero de 2014 Unión Fenosa Gas pasa a consolidar por puesta en equivalencia (vs. previamente integración proporcional). Con todo ello estimamos un Beneficio Neto con una CAGR 2012-15e del 2.6% hasta EUR 1.55bn para 2015e. Gas Natural a medida que avanza en el cumplimiento de su plan estratégico será una compañía más gasista y más internacional, manteniendo un relevante componente regulado (aprox. 65% del EBITDA). Page 9
Fortaleza Financiera: la ventaja competitiva Esta es sin duda una de las ventajas de Gas Natural con relación a otros competidores en el sector. En momentos de recortes regulatorios y consumos modestos, la solidez y el equilibrio financiero del grupo es un aspecto muy destacable que le ha permitido mantener una razonable política de retribución al accionista predominantemente en metálico-, sin necesidad de reducir drásticamente las inversiones (aunque sí modificando su reparto por negocios) y sin necesidades adicionales de venta de activos a las impuestas por el regulador con ocasión de la compra de Unión Fenosa. En sentido contrario no descartamos la realización de algún movimiento corporativo aprovechando las oportunidades de crecimiento que se puedan presentar en materia de distribución de gas en LatAm. No hay que olvidar que previa a la adquisición de Unión Fenosa el grupo presentaba ratios Capex/EBITDA sustancialmente más elevados, en concreto cercanos al 50% vs. el 30-35% en estos momentos. Entre los objetivos más destacables en materia financiera están: Continuidad del desapalancamiento financiero hasta lograr una deuda neta de unos EUR bn vs. los EUR 15bn actuales. Ello será posible gracias a la generación de caja del grupo a un ritmo entre EUR 1.2-1.0bn/año. Ratio deuda/ebitda entre 2.5-3.0x (vs. 3.1x a cierre de 2012), lo que permite cierta flexibilidad en caso de acometer alguna adquisición. Pay out del 62% a lo largo del periodo estratégico y totalmente en metálico, lo que supone unos desembolsos anuales en torno a EUR 0.9bn. En el periodo 2009-12 el pay out ha oscilado entre 61-62% del beneficio neto por lo que el objetivo para los próximos años es de estabilidad, trasladándose el incremento del beneficio neto al dividendo. Page 10
La fortaleza financiera del grupo se pone de manifiesto en distintos indicadores conseguidos post adquisición de Unión Fenosa, periodo en el que la materia financiera ha sido la prioridad del grupo. Conseguida la misma, la compañía está en disposición de aprovechar las oportunidades de crecimiento que se presenten, aunque en estos momentos en el entorno no proliferan las mismas: Cómodo calendario de vencimientos: 77% de la deuda venciendo más allá de 2017, con una vida media > 5 años. No obstante ello en julio de 2014 hay un relevante vencimiento de bonos (EUR 2bn, cupón 5.25%). Existe suficiente liquidez para cancelarlo, al menos parcialmente, refinanciando otra parte a lo largo del año. En cualquier caso su amortización mejorará el coste medio de la deuda del grupo. Competitivo coste de la deuda: 4.2% que se espera mantener a lo largo del periodo estratégico, predominando la deuda a tipo fijo (79% del total) y a l/p (83.2% del total). Amplia posición de liquidez: EUR 11.1bn, de los que EUR 4bn son tesorería, cubriendo por tanto todas las necesidades financieras de los próximos 24 meses. No descartamos en los próximos meses una reducción de dicha posición de liquidez gracias a la situación actual de los mercados, lo que se aprovecharía para cancelar parcialmente el vencimiento del bono comentado. Estructura de deuda muy apoyada en deuda corporativa (65% mercado de capitales, 24% deuda bancaria y 11% restantes bancos institucionales); y divisa euro (86% euro, 7% dólar y 7% otras divisas -entre las que destaca el peso colombiano y mexicano-). Ello ha sido el resultado de una intensa actividad en el mercado de bonos con cerca de EUR 12bn emitidos desde el año 2009, a un coste medio de 4.69% y con una vida media superior a 7 años. En paralelo con ello el grupo ha llevado a cabo una política de financiación en divisa LatAm para cubrir en cierta medida el riesgo de divisa. Destacan así instrumentos financieros emitidos en México, Colombia y Panamá. Por otro lado Gas Natural Fenosa aún cuenta con una capacidad adicional de emisión de deuda de hasta EUR 3bn. Page 11
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Capex: Intensificación a pesar del entorno A pesar de estar en un entorno en que los ajustes en capex no son extraños entre las compañías del sector, Gas Natural no ha optado por recortar la cifra de inversión total, sino por intensificarla ligeramente y modificar de forma sustancial el reparto de la misma apostando entre las distintas actividades del grupo por aquellas que ofrecen la mejor combinación de crecimiento y menor riesgo. En concreto se estima entre 20-15 una inversión conjunta de EUR 5.2bn, a razón de unos EUR 1.7bn/año vs. el periodo 2010-12 con EUR 1.5bn/año. El capex tendrá dos destinos prioritarios: actividades gasistas y negocios en LatAm que presentan, en ambos casos, incrementos de 1.5x frente a los niveles de inversión de 2012. Por el contrario se apreciarán caídas relevantes en el conjunto de la actividad eléctrica nacional: -31% generación y -39% en distribución (tras las limitaciones impuestas por el regulador) como medida compensatoria ante los ajustes regulatorios y su negativo impacto en la generación de caja de estas divisiones. Si estas últimas no fueran objeto de planes de contingencia en costes operativos y reducción de inversiones, las mismas no generarían caja positiva. Page
Acotando los principales riesgos: Regulatorio y Accionarial En estos momentos resumimos en dos los principales riesgos que recaen sobre el grupo: regulatorio y accionarial. Comenzando con el primero de ellos y aunque de menor urgencia y envergadura que las sucesivas reformas regulatorias del sistema eléctrico, se espera a lo largo de 2014 alguna revisión regulatoria en el sistema gasista nacional, como así lo ha puesto de manifiesto el regulador. Sin conocer el posible alcance de la revisión, el sistema presenta dos diferencias sustanciales con el eléctrico: Mayor sencillez, existiendo básicamente dos actividades a remunerar: infraestructura básica (que comprende transporte, regasificación y almacenamiento) y distribución que vienen a suponer un reparto del 52-48%, respectivamente de un total de EUR 3.2bn (vs. el sistema eléctrico de aprox. EUR 18bn). No se contemplan en el sistema gasista otras actividades de carácter subvencionado como ha sido el caso de la generación por renovables en electricidad. Generando desequilibrios anuales de menor envergadura que en el caso del sistema eléctrico. A modo de ejemplo en 20 se ha generado un déficit de EUR 20m (apenas el 0.7% de los ingresos del sistema; mientras que en electricidad en 20 el déficit podría superar los EUR 3.6bn, cerca del 25% de los ingresos del sistema). Adicionalmente a ello en 2012 no se generó ningún déficit. Aunque el sistema gasista no adolece de una generación abultada de déficit anual, sí que la deuda acumulada en el sistema en los últimos años va teniendo cierta envergadura. Como consecuencia de un periodo de 5 años con demandas totales en descenso (cerrando 20 un -26% por debajo de 2008 -último año con crecimiento-) en paralelo con nuevas infraestructuras a retribuir incorporadas al sistema, la deuda acumulada asciende a cerca de EUR 0.3bn, lo que viene a suponer cerca del 10% de los ingresos. Adicionalmente existen dos activos de almacenamiento que el regulador aún no ha incorporado al sistema. En concreto se trata de Yela (Guadalajara) y Castor (Castellón) cuya retribución conforme a la metodología actual ascendería a EUR 40m y EUR 240m, respectivamente. Su inclusión en el sistema duplicaría el actual desequilibrio hasta elevarlo a unos EUR 0.65bn. El regulador podría optar por reconocer únicamente la retribución financiera de ambos activos, lo que ascendería a unos EUR 150-160m conjuntamente para suavizar el impacto en el sistema dado que tampoco se trata de activos que son imprescindibles en estos momentos. De esta manera al menos se podría cumplir con los compromisos financieros que lleva aparejados Castor con sus bonistas. En sentido positivo, un aspecto que podría aliviar el déficit esperado sería la demanda, tras acumular 5 años de caída, para 20 el operador del sistema espera un crecimiento del +3%, lo que supondría un ingreso adicional de unos EUR 120m. Aunque por el momento no se ha divulgado ningún borrador de la posible reforma que podría tener lugar a lo largo del 1H14, lo cierto es que la corrección de futuros desequilibrios podría recaer en las tres partes implicadas: consumidores (vía subida de tarifas), empresas de transporte y compañías de distribución. En este sentido consideramos que la distribución sería la partida menos perjudicada. Hay tres diferencias sustanciales con el transporte que nos llevan a dicha conclusión: Page 14
Actividad con necesidad de expansión. España presenta una menor penetración del gas natural vs. otros países de nuestro entorno. Es por ello que la distribución es una actividad en crecimiento, cuya inversión es necesario incentivar. Por el contrario en transporte las necesidades de nuestro sistema son mucho más limitadas. Actividad que asume riesgo de mercado. En concreto el actual sistema retributivo tiene en cuenta tanto el número de puntos de suministro (ponderación del 60%) como el gas transportado (ponderación de 40%) por la red de distribución. En consecuencia su retribución se ve directamente afectada por el comportamiento de la demanda convencional, así como por los clientes que se dan de baja. En concreto tal y como refleja el cuadro superior en el periodo 2006- los costes totales del sistema se han encarecido un 63.5%, elevándose el transporte en un 147% vs. la distribución un 16.4% en un escenario de demanda convencional creciendo un +9%. En consecuencia ha sido el transporte la partida que ha experimentado mayor crecimiento, sin estar respaldada por el comportamiento de la demanda. Actividad excedentaria para el sistema. Tal y como está definida la retribución a la distribución, cada nuevo punto de suministro que se añade al sistema además de cubrir los costes de distribución incurridos, contribuye con un excedente al sistema, ayudando así a corregir el desequilibrio acumulado. A modo de ejemplo, cada nuevo punto de suministro supone una recaudación de EUR197, de los que EUR107 se destinan a retribuir la distribución, siendo los restantes EUR90 un ingreso para el sistema. En consecuencia aunque el riesgo regulatorio existe, consideramos que por las razones expuestas la actividad de distribución no va a ser de las más afectadas dado que no solo no genera déficit sino que sus ingresos contribuyen a equilibrar el sistema. No obstante lo dicho ciertos ajustes en la fórmula retributiva podrían producirse. Ya en el año 20 se anuló el factor de actualización de la inflación, por lo que ahora podrían modificarse los factores de ponderación de las variables comentadas que se retribuyen (clientes o consumos). Ello incidiría en un menor ROCE de la actividad que en estos momentos es muy atractiva tal y como recoge el cuadro inferior, aunque viene siendo superada por la distribución en LatAm que supera el 14%. En cualquier caso ello es un reflejo de que la empresa ha sabido dirigir su inversión de forma acertada, invirtiendo en gasificar las zonas de mayor densidad de población, percibiendo así una mayor remuneración por el sistema, pero también corriendo con el riesgo tanto de menor demanda por parte de los clientes como de la posibilidad de que se den de baja y cambien a otro combustible. Page 15
En materia accionarial, el grupo también podría experimentar cambios en los próximos meses dado que sus dos principales accionistas (Caixa y Repsol, que controlan conjuntamente un 65.27% del capital) podrían realizar desinversiones. En concreto Repsol, ya cerrada la venta de su negocio de GNL con Shell, verá reducidas muy significativamente las sinergias con su participación en Gas Natural por lo que podría proceder a estudiar distintas alternativas para su participación que, por otro lado, desde 2014, ha pasado a consolidar por puesta en equivalencia. En cuanto a La Caixa, una posible desinversión parcial en Gas Natural se enmarcaría en el reforzamiento de su estructura de capital. A pesar del riesgo de salida de papel, consideramos que la posible desinversión será de forma ordenada perjudicando lo menos posible la cotización. Hasta la fecha se han barajado varios posibles candidatos, lo que pone de manifiesto la existencia de interés comprador en la compañía, sin descartar que Sonatrach que actualmente tiene un 3.85% del capital, decida elevar su participación hasta contar con al menos un consejero en el órgano de administración. Valoración EUR 21,10/acción y Recomendación (Acumular) Valoramos la compañía aplicando un DCF para cada división de negocio. Tras incorporar ciertos ajustes en nuestras estimaciones así como en alguno de los parámetros de valoración y modificando la aportación de Unión Fenosa Gas que deja de contribuir en el ámbito operativo y pasa a puesta en equivalencia, revisamos nuestro valor teórico al alza desde EUR 19.5/acción hasta EUR 21,10/acción (+8.2%) y reiteramos nuestra recomendación de Acumular a los precios actuales. Nuestra valoración descuenta unos ratios implícitos EV/EBITDA 7.2x y PER 14.4x para 2015. Desglosando nuestra valoración se deducen tres conclusiones: el negocio gasista predomina (2/3 del EV) vs. electricidad; las actividades españolas predominan (57% del total EV) aunque cada vez con un perfil más equilibrado vs. presencia internacional (43% del EV); y existe un claro predomino del valor de las actividades reguladas (68.8% del EV) que está muy ligado al elevado peso de la actividad de distribución gasista en la valoración (40% del EV). Por negocios y muy en línea con su contribución operativa, la distribución de gas, tal y como hemos mencionado, es la más relevante (40% del total) que dota al grupo de una importante recurrencia en resultados y crecimiento operativo sostenido. Dicha actividad la valoramos en torno a 8x EV/EBITDA. A ello le sigue la actividad gasista liberalizada que representa un 23% de la valoración y que resulta en cerca de 7.5x EV/EBITDA (vs. la operación de venta de activos de GNL de Repsol a Shell en 7.8x EV/EBITDA). Finalmente se sitúan las actividades eléctricas (distribución y generación) que suponen un 17-19% del total de la valoración y alcanzan ratios implícitos entre 6.5-7.0x EV/EBITDA. En ambos negocios, particularmente en la parte nacional, no prevemos crecimiento en el corto plazo por las razones ya expuestas. Page 16
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En cuanto a los ratios de cotización que muestra el valor a los precios actuales (EV/EBITDA 6.7x y P/E 12.7x) éstos se sitúan muy en línea con el promedio sectorial (6.8x y 12.0x, respectivamente), siendo una de las compañías con mayor OpFCF yield del sector, un EBITDA 2014 con un ligero crecimiento vs. el promedio sectorial con caídas en EBITDA, una estructura financiera muy reforzada y una política de retribución al accionista que no ha sufrido recortes. Dentro de un sector que presenta escaso o nulo crecimiento operativo, con recortes en inversión e incluso en dividendos, dichas características son muy bienvenidas lo que justifica reiterar nuestra recomendación positiva en el valor, que por otro lado no está exento de los riesgos comentados; pero dentro de su sector es uno de nuestros valores preferidos. Page 18
Gas Natural Fenosa: Summary tables PROFIT & LOSS (EURm) 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e Sales 19,630 21,076 24,904 24,377 25,344 26,542 Cost of Sales & Operating Costs -15,153-16,431-19,824-19,318-20,209-21,254 Non Recurrent Expenses/Income 370 268 20.0 0.0 0.0 0.0 EBITDA 4,477 4,645 5,080 5,059 5,5 5,288 EBITDA (adj.)* 4,107 4,377 5,060 5,059 5,5 5,288 Depreciation -1,716-1,750-1,798-1,890-1,911-1,980 EBITA 2,761 2,895 3,282 3,170 3,224 3,308 EBITA (adj)* 2,391 2,627 3,262 3,170 3,224 3,308 Amortisations and Write Downs 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 EBIT 2,893 2,947 3,067 2,958 3,025 3,108 EBIT (adj.)* 2,523 2,679 3,047 2,958 3,025 3,108 Net Financial Interest -1,059-934 -874-825 -784-741 Other Financials 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Associates 5.0 7.0 10.0 9.0.1 15.0 Other Non Recurrent Items 44.0 2.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Earnings Before Tax (EBT) 1,883 2,022 2,203 2,142 2,254 2,382 Tax -468-496 -546-482 -564-595 Tax rate 24.9% 24.5% 24.8% 22.5% 25.0% 25.0% Discontinued Operations 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Minorities -214-201 -216-220 -225-231 Net Profit (reported) 1,201 1,325 1,441 1,440 1,466 1,555 Net Profit (adj.) 1,164 1,323 1,441 1,440 1,466 1,555 CASH FLOW (EURm) 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e Cash Flow from Operations before change in NWC 3,369 3,492 3,690 3,550 3,800 3,966 Change in Net Working Capital -749 308 100-7 -5-9 Cash Flow from Operations 2,620 3,800 3,790 3,4 3,665 3,828 Capex -1,543-1,406-1,357-1,350-1,700-1,700 Net Financial Investments 2,216 2,521 933-56.4 0.0 0.0 Free Cash Flow 3,293 4,915 3,366 2,006 1,965 2,128 Dividends -730-339 -739-895 -893-909 Other (incl. Capital Increase & share buy backs) -749-2,768-1,331-9.0 -.1-15.0 Change in Net Debt 1,814 1,808 1,296 1,102 1,059 1,204 NOPLAT 1,867 1,982 2,255 2,189 2,269 2,331 BALANCE SHEET & OTHER ITEMS (EURm) 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e Net Tangible Assets 23,206 22,744 22,308 21,825 21,6 21,333 Net Intangible Assets (incl.goodwill) 9,145 9,849 9,699 9,699 9,699 9,699 Net Financial Assets & Other 5,735 4,717 4,443 4,449 4,462 4,477 Total Fixed Assets 38,086 37,310 36,450 35,973 35,774 35,509 Inventories 755 879 897 920 963 1,0 Trade receivables 4,592 5,192 5,106 5,209 5,534 5,861 Other current assets 707 23.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Cash (-) -1,203-3,098-4,434-4,434-4,434-4,434 Total Current Assets 7,257 9,192 10,437 10,564 10,931 11,308 Total Assets 45,343 46,502 46,887 46,536 46,706 46,818 Shareholders Equity 11,384 12,792,261,806 14,379 15,025 Minority 1,590 1,649 1,618 1,838 2,063 2,295 Total Equity 12,974 14,441 14,879 15,644 16,442 17,320 Long term interest bearing debt 18,176 17,539 18,046 17,072 16,7 15,074 Provisions 2,865 1,712 1,665 1,665 1,863 2,063 Other long term liabilities 4,401 4,478 4,400 4,397 4,397 4,397 Total Long Term Liabilities 25,442 23,729 24,111 23,4 22,397 21,534 Short term interest bearing debt 2,129 2,853 2,386 2,257 2,4 1,993 Trade payables 3,658 4,671 4,560 4,578 4,767 4,955 Other current liabilities 1,140 808 951 923 966 1,016 Total Current Liabilities 6,927 8,332 7,897 7,758 7,867 7,965 Total Liabilities and Shareholders' Equity 45,343 46,502 46,887 46,536 46,706 46,818 Net Capital Employed 39,342 37,925 36,942 36,601 36,539 36,412 Net Working Capital 900 592 492 629 764 903 GROWTH & MARGINS 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e Sales growth 32.0% 7.4% 18.2% -2.1% 4.0% 4.7% EBITDA (adj.)* growth 3.9% 6.6% 15.6% 0.0% 1.5% 3.0% EBITA (adj.)* growth -8.1% 9.9% 24.2% -2.8% 1.7% 2.6% EBIT (adj)*growth 2.5% 6.2%.7% -2.9% 2.3% 2.7% Page 19
Gas Natural Fenosa: Summary tables GROWTH & MARGINS 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e Net Profit growth 3.6%.7% 8.9% -0.1% 1.8% 6.1% EPS adj. growth 3.6% 5.7% 7.9% -0.1% 1.8% 6.1% DPS adj. growth -55.6% 5.2% 8.0% -0.3% 1.8% 6.1% EBITDA (adj)* margin 20.9% 20.8% 20.3% 20.8% 20.3% 19.9% EBITA (adj)* margin 12.2% 12.5%.1%.0% 12.7% 12.5% EBIT (adj)* margin 12.9% 12.7% 12.2% 12.1% 11.9% 11.7% RATIOS 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e Net Debt/Equity 1.5 1.2 1.1 1.0 0.8 0.7 Net Debt/EBITDA 4.3 3.7 3.1 2.9 2.7 2.4 Interest cover (EBITDA/Fin.interest) 4.2 5.0 5.8 6.1 6.5 7.1 Capex/D&A 79.0% 71.5% 66.7% 64.0% 80.6% 78.0% Capex/Sales 7.9% 6.7% 5.4% 5.5% 6.7% 6.4% NWC/Sales 4.6% 2.8% 2.0% 2.6% 3.0% 3.4% ROE (average) 10.5% 10.9% 11.1% 10.6% 10.4% 10.6% ROCE (adj.) 5.6% 6.0% 6.9% 6.8% 7.1% 7.3% WACC 7.7% 7.7% 7.7% 7.7% 7.7% 7.7% ROCE (adj.)/wacc 0.7 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 PER SHARE DATA (EUR)*** 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e Average diluted number of shares 921.8 991.7 1000.7 1000.7 1000.7 1000.7 EPS (reported) 1.30 1.34 1.44 1.44 1.47 1.55 EPS (adj.) 1.26 1.33 1.44 1.44 1.47 1.55 BVPS 12.35 12.90.25.80 14.37 15.01 DPS 0.35 0.83 0.89 0.89 0.91 0.96 VALUATION 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e EV/Sales 1.6 1.5 1.3 1.5 1.4 1.3 EV/EBITDA 6.9 6.9 6.1 7.0 6.7 6.3 EV/EBITDA (adj.)* 7.5 7.3 6.2 7.0 6.7 6.3 EV/EBITA 11.2 11.1 9.5 11.2 10.7 10.2 EV/EBITA (adj.)* 12.9 12.2 9.6 11.2 10.7 10.2 EV/EBIT 10.7 10.9 10.2 12.0 11.4 10.8 EV/EBIT (adj.)* 12.2 12.0 10.2 12.0 11.4 10.8 P/E (adj.) 8.8 9.9 9.4.0 12.7 12.0 P/BV 0.9 1.0 1.0 1.4 1.3 1.2 Total Yield Ratio 3.3% 5.6% 4.8% 4.8% 4.9% EV/CE 0.9 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 OpFCF yield 10.5% 18.2% 17.9% 11.0% 10.5% 11.4% OpFCF/EV 3.5% 7.5% 7.8% 5.8% 5.7% 6.3% Payout ratio 27.0% 62.0% 62.1% 62.0% 62.0% 62.0% Dividend yield (gross) 3.2% 6.2% 4.8% 4.8% 4.9% 5.2% EV AND MKT CAP (EURm) 12/2010 12/2011 12/2012 12/20e 12/2014e 12/2015e Price** (EUR) 11.09.27.58 18.70 18.67 18.67 Outstanding number of shares for main stock 921.8 991.7 1000.7 1000.7 1000.7 1000.7 Total Market Cap 10,226,155,589 18,708 18,683 18,683 Net Debt 19,102 17,294 15,998 14,896,836 12,633 o/w Cash & Marketable Securities (-) -1,203-3098 -4434-4434 -4434-4434 o/w Gross Debt (+) 20305 20,392 20,432 19,330 18,270 17,067 Other EV components 1,556 1,615 1,584 1,804 2,029 2,260 Enterprise Value (EV adj.) 30,884 32,063 31,171 35,408 34,548 33,576 Source: Company, BEKA Finance estimates. Notes * Where EBITDA (adj.) or EBITA (adj)= EBITDA (or EBITA) -/+ Non Recurrent Expenses/Income and where EBIT (adj)= EBIT-/+ Non Recurrent Expenses/Income - PPA amortisation **Price (in local currency): Fiscal year end price for Historical Years and Current Price for current and forecasted years Sector: Utilities/Gas Company Description: Gas Natural is a European integrated gas and electricity operator with presence in the total gas chain (from liquefaction to the final client). It has consolidated itself as the main natural gas distributor in Spain and the third electricity company in the Iberian market. Moreover, it enjoys a much more balanced EBITDA breakdown with four activities weighing around 20-24% EBITDA: gas distribution business, electricity distribution, electricity generation and natural gas marketing. The new group has a total of GW installed capacity (55% of which is CCGT technology), 8,3 mlls clients in the electricity distribution business and 11,3 mlls gas distribution clients (within Spain and America). Page 20
European Coverage of the Members of ESN Aerospace & Defense M em(*) Banco Sabadell BBO Stora Enso POH Pkc Group POH Hkscan POH Aviation Latecoere CIC Banco Santander BBO Surteco EQB Rexel CIC Ktg Agrar EQB Bae Systems Plc CIC Bank Of Cyprus IBG Talvivaara Mining Co Plc POH Schneider Electric Sa CIC Lanson-Bcc CIC Dassault Aviation CIC Bankinter BBO Thyssenkrupp EQB Vacon POH Laurent Perrier CIC Eads CIC Bbva BBO Tubacex BBO Vaisala POH Ldc CIC Finmeccanica BAK Bcp CBI Upm-Kymmene POH Financial Services Mem(*) Lotus Bakeries BDG Lisi CIC Bes CBI Biotechnology Mem(*) Ackermans & Van Haaren BDG Natra BBO Mtu EQB Bnp Paribas CIC 4Sc EQB Azimut BAK Naturex CIC Rheinmetall EQB Boursorama CIC Bioalliance Pharma CIC Banca Generali BAK Nestle SNS Rolls Royce CIC Bper BAK Epigenomics Ag EQB Banca Ifis BAK Nutreco SNS Safran CIC Bpi CBI Metabolic Explorer CIC Bb Biotech EQB Olvi POH Thales CIC Commerzbank EQB Neovacs CIC Binckbank SNS Parmalat BAK Zodiac CIC Credem BAK Transgene CIC Bois Sauvage BDG Pernod-Ricard CIC Airlines Mem(*) Credit Agricole Sa CIC Wilex EQB Bolsas Y Mercados Espanoles BBO Raisio POH Air France Klm CIC Creval BAK Zeltia BBO Capman POH Remy Cointreau CIC Finnair POH Deutsche Bank EQB Chemicals Mem(*) Cir BAK Sipef BDG Lufthansa EQB Dexia BDG Air Liquide CIC Comdirect EQB Ter Beke BDG Automobiles & P arts M em(*) Efg Eurobank Ergasias IBG Akzo Nobel SNS Corp. Financiera Alba BBO Unilever SNS Autoliv CIC Garanti Bank IBG Basf EQB Dab Bank EQB Vidrala BBO Bmw EQB Halkbank IBG Dsm SNS Deutsche Boerse EQB Vilmorin CIC Brembo BAK Ing Group SNS Floridienne BDG Deutsche Forfait EQB Viscofan BBO Continental EQB Intesa Sanpaolo BAK Fuchs Petrolub EQB Financiere De Tubize BDG Vranken Pommery Monopole CIC Daimler Ag EQB Kbc Group BDG Henkel EQB Gbl BDG Wessanen SNS Elringklinger EQB M ediobanca BAK Holland Colours SNS Gimv BDG Food & Drug Retailers Mem(*) Faurecia CIC National Bank Of Greece IBG K+S Ag EQB Grenkeleasing Ag EQB Ahold SNS Fiat BAK Natixis CIC Kemira POH Hellenic Exchanges IBG Bim IBG Landi Renzo BAK Nordea POH Lanxess EQB Kbc Ancora BDG Carrefour CIC Leoni EQB Piraeus Bank IBG Linde EQB Luxempart BDG Casino Guichard-Perrachon CIC Michelin CIC Postbank EQB Nanogate Ag EQB Mlp EQB Colruyt BDG Nokian Tyres POH Societe Generale CIC Recticel BDG Patrizia Ag EQB Delhaize BDG Piaggio BAK Ubi Banca BAK Solvay BDG Food & Beverage Mem(*) Dia BBO Pirelli & C. BAK Unicredit BAK Symrise Ag EQB Acomo SNS Jeronimo M artins CBI Plastic Omnium CIC Yapi Kredi Bank IBG Tessenderlo BDG Agrarius Ag EQB Kesko POH Plastivaloire CIC Basic Resources M em(*) Tikkurila POH Anheuser-Busch Inbev BDG M arr BAK Porsche EQB Acerinox BBO Umicore BDG Atria POH Rallye CIC Psa Peugeot Citroen CIC Altri CBI Wacker Chemie EQB Baron De Ley BBO Sligro SNS Renault CIC Arcelormittal BBO Electronic & Electrical Equi M em(*) Baywa EQB Sonae CBI Sogefi BAK Crown Van Gelder SNS Agfa-Gevaert BDG Berentzen EQB Stern Groep SNS Ence BBO Alstom CIC Bonduelle CIC Valeo CIC Europac BBO Areva CIC Campari BAK Volkswagen EQB Inapa CBI Barco BDG Campofrio BBO Banks Mem(*) Metka IBG Euromicron Ag EQB Coca Cola Hbc Ag IBG Aareal Bank EQB Metsä Board POH Evs BDG Corbion SNS Akbank IBG M ytilineos IBG Gemalto CIC Danone CIC Aktia POH Nyrstar BDG Ingenico CIC Ebro Foods BBO Alpha Bank IBG Outokumpu POH Kontron EQB Enervit BAK Banca Carige BAK Portucel CBI Legrand CIC Fleury Michon CIC Banca Mps BAK Rautaruukki POH Mobotix Ag EQB Forfarmers SNS Banco Popolare BAK Salzgitter EQB Neways Electronics SNS Greenyard Foods BDG Banco Popular BBO Semapa CBI Nexans CIC Heineken SNS Page 21
General Industrials M em(*) Fresenius M edical Care EQB Datalogic BAK Ageas BDG Obrascon Huarte Lain BBO 2G Energy EQB Gerresheimer Ag EQB Delclima BAK Allianz EQB Ramirent POH Aalberts SNS Grifols Sa BBO Deutz Ag EQB Axa CIC Royal Bam Group SNS Accell Group SNS Korian CIC Dmg M ori Seiki Ag EQB Delta Lloyd SNS Sacyr BBO Advanced Vision Technology EQB Laboratorios Rovi BBO Duro Felguera BBO Fondiaria Sai BAK Saint Gobain CIC Ahlstrom POH Medica CIC Emak BAK Generali BAK Sias BAK Analytik Jena EQB Merck EQB Exel Composites POH Hannover Re EQB Sonae Industria CBI Arcadis SNS Natraceutical Sa BBO Faiveley CIC Mapfre Sa BBO Srv POH Aspo POH Novartis CIC Gea Group EQB Mediolanum BAK Thermador Groupe CIC Azkoyen BBO Oriola-Kd POH Gesco EQB Milano Assicurazioni BAK Titan Cement IBG Bekaert BDG Orion POH Haulotte Group CIC Munich Re EQB Trevi BAK Evolis CIC Orpea CIC Heidelberger Druck EQB Sampo POH Uponor POH Frigoglass IBG Recordati BAK Ima BAK Talanx Group EQB Uzin Utz EQB Huhtamäki POH Rhoen-Klinikum EQB Interpump BAK Unipol BAK Vbh Holding EQB Kendrion SNS Roche CIC Khd Humboldt Wedag Internatio EQB Zurich Financial Services BAK Vicat CIC M ifa EQB Sanofi CIC Kone POH M aterials, Construction & Mem(*) Vinci CIC Nedap SNS Sorin BAK Konecranes POH Abertis BBO Yit POH Neopost CIC Stallergènes CIC Krones Ag EQB Acs BBO Pöyry POH Ucb BDG Kuka EQB Adp CIC Prelios BAK Hotels, Travel & Tourism Mem(*) Man EQB Astaldi BAK Resilux BDG Accor CIC M anitou CIC Atlantia BAK Saf-Holland EQB Autogrill BAK Max Automation Ag EQB Ballast Nedam SNS Saft CIC Beneteau CIC Metso POH Bilfinger Se EQB Skw Stahl EQB Compagnie Des Alpes CIC Outotec POH Boskalis Westminster SNS Tkh Group SNS Gtech BAK Pfeiffer Vacuum EQB Buzzi Unicem BAK Wendel CIC I Grandi Viaggi BAK Ponsse POH Caverion POH General Retailers Mem(*) Ibersol CBI Prima Industrie BAK Cfe BDG Beter Bed Holding SNS Intralot IBG Prysmian BAK Ciments Français CIC D'Ieteren BDG Melia Hotels International BBO Reesink SNS Cramo POH Fielmann EQB Nh Hoteles BBO Sabaf BAK Deceuninck BDG Folli Follie Group IBG Opap IBG Singulus Technologies EQB Eiffage CIC Fourlis Holdings IBG Sonae Capital CBI Smt Scharf Ag EQB Ellaktor IBG Inditex BBO Trigano CIC Ten Cate SNS Ezentis BBO Jumbo IBG Tui EQB Valmet POH Fcc BBO Macintosh SNS Wdf BAK Vossloh EQB Ferrovial BBO Rapala POH Household Goods Mem(*) Wärtsilä POH Fraport EQB Stockmann POH Bic CIC Zardoya Otis BBO Gek Terna IBG Healthcare M em(*) De Longhi BAK Industrial Transportation Mem(*) Grontmij SNS Ab-Biotics BBO Elica BAK Bollore CIC Grupo San Jose BBO Almirall BBO Indesit BAK Bpost BDG Heijmans SNS Amplifon BAK Seb Sa CIC Caf BBO Hochtief EQB Arseus BDG Industrial Engineering M em(*) Deutsche Post EQB Holcim Ltd CIC Bayer EQB Accsys Technologies SNS Gemina BAK Imerys CIC Biomerieux CIC Aixtron EQB Hes Beheer SNS Impregilo BAK Biotest EQB Ansaldo Sts BAK Hhla EQB Italcementi BAK Celesio EQB Bauer Ag EQB Logwin EQB Joyou Ag EQB Diasorin BAK Biesse BAK Postnl SNS Lafarge CIC Dragerwerk EQB Cargotec Corp POH Tnt Express SNS Lemminkäinen POH Faes Farma BBO Cnh Industrial BAK Insurance Mem(*) Maire Tecnimont BAK Fresenius EQB Danieli BAK Aegon SNS Mota Engil CBI Page 22