Miércles, 6 de nviembre de 2013 Departament de Análisis GAS NATURAL: ESTRATEGIA 2013-15 Y VISIÓN 2017 Gas Natural, una vez cumplids ls bjetivs de su anterir plan estratégic, ha presentad su Actualización Estratégica para 2013-15 y una visión más a larg plaz (2017). El plan 2013-15 parece raznable y alcanzable, cn limitad crecimient en el crt plaz per sentand las bases para un mayr crecimient a medi plaz (2016-17). L más significativ, la aceleración del capex (desde una media anual de 1.350-1.400 en 2011-12 hasta 1.700 mln eur anuales en 2013-115 y 2.000 mln eur en 2016-17) y el enfque en ls negcis que frecen ptencial de crecimient (Gas, Latam, distribución de gas en Eurpa) frente a la reducción de inversines en aquells trs negativamente impactads pr la regulación (Electricidad y Distribución Eléctrica). Se mantendrá el perfil regulad (68% del EBITDA 2015e) y la diversificación gegráfica (55% EBITDA 2015e internacinal). Cnsiderams que la estrategia presentada es raznable: aunque el crecimient a crt plaz es limitad (TACC EBITDA 2012/15 +1%, Bº net +1%), la cmpañía parece bien psicinada para aprvechar las prtunidades de crecimient en el medi plaz (gas, Latinamérica), que acelerarán la TACC EBITDA 2015/17 a +7% y Bº net a +13%. Cm riesg, el hech de que el plan n cntempla mdificacines regulatrias en el sectr de distribución de gas. El Ministeri pdría abrdar este tema a l larg de 2014, si bien es ciert que la prblemática del déficit de tarifa gasista es distinta al eléctric y muy inferir en cuantía y debería ser fácil de slventar. Tras el gran cmprtamient de la ctización desde ls mínims de juli-12 (>+110%) y relativ al sectr utilities eurpe en el últim añ (+30% relativ), que le ha llevad a ctizar cn prima del 10% en PER14e vs sectr, nuestra recmendación es Mantener. Ls bjetivs financiers: práctica estabilidad de EBITDA 2015 vs 2012 (bjetiv EBITDA 2015 de 5.200 mln eur, que implica una TACC 2012/15 de +1%), acelerándse el crecimient a partir de 2016, cn EBITDA 2017e de 6.000 mln eur, una TACC 2015/17 de +7%. El bjetiv EBITDA 2015 se sitúa un 4% pr encima del cnsens (en línea si tmásems las cifras baj ls nuevs criteris cntables que entrarán en vigr en 2014). En términs de Bº net, esperan 1.500 mln eur en 2015 (TACC 2012/15 +1%), l que supne un 5% más que el cnsens de mercad, y 1.900 mln eur en 2017 (TACC 2015/17 +13%). Esperams revisines al alza en las cifras de cnsens. La flexibilidad financiera seguirá siend una priridad (bjetiv deuda: 13.000 mln eur en 2015, 10.600 mln eur en 2017, DN/EBITDA 2015 de 2,5x y 2017e de 1,8x vs 3x actual), aunque será un desapalancamient vía generación de caja, una vez finalizada la desinversión de activs n estratégics, a la vez que existe margen para aprvechar prtunidades interesantes de crecimient (hasta 3x EBITDA) y es cmpatible cn el mantenimient de la plítica de dividend (pay-ut del 62%, pag ttalmente en efectiv: el DPA 2015e implícit en ls bjetivs es 0,93 eur/acc, RPD del 5%). N descartams que la plítica de dividends mejre una vez se disipen las incertidumbres regulatrias. mln eur EBITDA 2012 EBITDA 2015 TACC 2015/12 EBITDA 2017 TACC 2017/15 Distribución gas Eurpa 983 1.100 4% 1.200 4% Distribución electricidad Eurpa 648 650 0% 660 1% Electricidad 919 630-12% 780 11% Gas 1.200 1.300 3% 1.620 12% Latam 1.200 1.400 5% 1.620 8% Ttal EBITDA** 5.080 5.200 1% 6.000 7% Capex 2012 Capex 2013-15* Var vs 2012 Capex 2013-17 Var vs 2012 Distribución gas Eurpa 298 350 17% 368 23% Distribución electricidad Eurpa 284 260-8% 276-3% Electricidad 182 125-31% 129-29% Gas 63 210 233% 368 484% Latam 397 600 51% 570 44% Ttal CAPEX** 1.357 1.700 25% 1.840 36% Capex/EBITDA 27% 33% 31% 2012 2015 TACC 2015/12 2017 TACC 2017/15 Bº net 1.441 1.500 1% 1.900 13% Deuda neta 16.000 13.000-7% 10600-10% DN/EBITDA 3,1x 2,5x 1,8x Pay-ut 62% 62% * capex 2013-15 en media anual ** n incluye Otrs
Este mayr crecimient a medi plaz (2017) estaría basad en una recuperación macrecnómica cmpleta en Eurpa y España, tres vectres de crecimient (1. Midstream gas cn apy de la demanda de GNL en Asia +5%e anual en 2012/2017, 2. Generación internacinal, cn el 70% del increment de capacidad previst lcalizad en Asia y 3. Distribución internacinal de gas, cn el 57% de la nueva demanda de gas industrial y residencial prcedente de Asia) y pryects en curs cn resultads más allá de 2015, entre ls que destacaríams el cntrat cn Cheniere en Midstream Gas (crecimient de vlumen adicinal y flexible a partir de 2016), las nuevas plantas en Méxic y Csta Rica en Generación internacinal y entrada en el mercad peruan de Distribución de gas. ESTRATEGIA 2013-15 Hipótesis de partida: 1. Mejra macr en España, cn evlución estable de la demanda energética (electricidad y gas). 2. Cntinuidad del crecimient en Latinamérica (crecimient sstenid en mercads de gas y electricidad) y mayr estabilidad de las divisas. 3. Psitiva evlución del mercad glbal de gas, sbre td del GNL (DD anual hasta 2017 +4%, cn Asia +5% y sólida demanda en Latam). A nivel de precis, aunque habrá cierta cnvergencia entre ls precis USA y Asia-Eurpa, persistirán diferencias que supndrán prtunidades para el negci de GNL de la cmpañía. 4. Necesidad de inversines significativas en generación en mercads emergentes, sbre td en Asia, Oriente Medi y Latam (crecimients medis anuales entre +2% en Latam y +5% en India durante ls próxims 20 añs). Regulación en España: las medidas adptadas deberían permitir acabar cn el déficit estructural de tarifa, si bien finalmente han sid las eléctricas las que han cargad cn el grues del ajuste vs Estad y cnsumidres. El resultad de las últimas medidas (juli 2013) es aún inciert pr estar alguns aspects de la refrma pendientes de cncretar. Gas Natural reitera que el impact estimad en EBITDA 2014 es de 180 mln eur (mitad en generación pr menres pags pr capacidad y mitad en distribución eléctrica; en renvables el impact sería mínim pr reducida expsición). Si añadims ls RD de 2012, el impact ttal en EBITDA 2014 sería de 600 mln eur. En cuant a la psibilidad de que el gbiern revise el negci de distribución de gas al igual que l ha hech cn el sectr eléctric, Gas Natural cnsidera que existen diferencias imprtantes entre ambs: 1) el déficit de tarifa de gas n es estructural (déficit acumulad a dic- 2012 de 299 mln eur en gas vs 26.672 mln eur en electricidad); 2) mercad de gas n madur vs eléctric (ptencial de crecimient en gas, que n es un servici universal cm la electricidad y que cmpite cn trs cmbustibles), 3) la retribución a la distribución gasista incrpra riesg de mercad (al estar vinculada a nuevs clientes y niveles de cnsum, y n ligada a la retribución de uns activs), y 4) el increment de la inversión en distribución de gas genera demanda adicinal que cntribuye a reducir el déficit de tarifa. Aun cn td, n se puede descartar ttalmente que el sectr de distribución de gas pueda verse afectad en el futur pr medidas regulatrias similares a las aplicadas al eléctric, alg que n está cntemplad en el plan estratégic de Gas Natural. Priridades Estratégicas 2013-15: Plan de eficiencia: bjetiv de ahrr de cstes 300 mln eur/añ (33%, 65% y 100% respectivamente en 2013, 2014 y 2015). A 9M13, ya ha alcanzad un 76% del bjetiv de 2013.
Gestinar cada línea de negci de acuerd cn las cndicines de mercad. Se aprecia una diferencia clara pr negcis, cn reducción de inversines en negci eléctric y distribución eléctrica Eurpa en respuesta al nuev entrn regulatri (el impact negativ de las medidas regulatrias se cmpensará en parte cn mayr eficiencia) y aument de capex en aquells negcis que prprcinan interesantes prtunidades de crecimient: distribución de gas Eurpa (existe ptencial de mayr gasificación), Gas (integrad en tda la cadena del gas, desde cntrats a larg plaz hasta el cliente final), Minrista (ptencial de clientes dual fuel gas+electricidad-, servicis energétics y exprtación del mdel a Latam) y Latam (base diversificada de activs, cn cntribución equilibrada pr gegrafías y negcis y regímenes regulatris estables que permiten uns CF recurrentes y previsibles). El capex aumentará de una media de 1.350-1.400 mln eur en 2011-12 a niveles de 1.700 mln eur anuales en el perid, pasand del 27-30% del EBITDA al 33%, y cn ptencial para elevarl hasta el 50% del EBITDA si surgen las prtunidades adecuadas. Nta de análisis Gestinar la cartera de negci según su encaje estratégic: tras desinvertir activs pr más de 5.000 mln eur en ls últims 5 añs (desde la adquisición de Unión Fensa), Gas Natural ha alcanzad un niveles de Deuda Neta/EBITDA en trn a 3x (vs 6x pr frma cuand cmpró Unión Fensa), un nivel cnfrtable. N se cntemplan desinversines adicinales pr mtivs financiers, si bien se cntinuará analizand la carera de activs y mvimients en la misma en 2013-15 dependerán del encaje en la estrategia. Priridades Financieras: Se reitera la idea de mantener una estructura financiera flexible (bjetiv DN/EBITDA 2015 de 2,5x), que permita aumentar las inversines si se identifican prtunidades de crecimient futur. Cómd perfil de vencimients: mínims vencimients a crt plaz, el 92% de la deuda neta vence a partir de 2016, vida media 5 añs. 80% de la deuda a tip fij, cste deuda 4,2%-4,4% en 2013-15). Liquidez > 11.100 mln eur, cubre tdas las necesidades para el perid 2013-15. Si sumams clchnes adicinales (CF libre + titulización déficit), estarían cubierts tds ls vencimients hasta 2017.
Mantiene la plítica de dividend (pay-ut estable en 62% y pag ttalmente en efectiv), que cnsidera cmpatible cn ls bjetivs de crecimient y desapalancamient vía generación de CF. El DPA 2015e implícit en ls bjetivs es 0,93 eur/acc, RPD del 5%. El impact del cambi de nrmativa cntable en 2014 ( jint ventures pasarán a cnslidarse pr métd de la participación vs actual métd de cnslidación prprcinal) será limitad (-7% en EBITDA pr frma 2012 y -3% en Deuda Neta, sin impact en Bº net).
El presente infrme n presta asesramient financier persnalizad. Ha sid elabrad cn independencia de las circunstancias y bjetivs financiers particulares de las persnas que l reciben. El inversr que tenga acces al presente infrme debe ser cnsciente de que ls valres, instruments inversines a que el mism se refiere pueden n ser adecuads para sus bjetivs específics de inversión, su psición financiera su perfil de riesg ya que éstas n han sid tmadas en cuenta para la elabración del presente infrme, pr l que debe adptar sus prpias decisines de inversión teniend en cuenta dichas circunstancias y prcurándse el asesramient específic y especializad que pueda ser necesari. Este dcument, ha sid elabrad pr Renta 4 S.V. cn la finalidad de prprcinar a sus clientes infrmación general a la fecha de emisión del infrme y está sujet a cambi sin previ avis. Renta 4 S.V. n asume cmprmis algun de cmunicar dichs cambis ni de actualizar el cntenid del presente dcument. Ni el presente dcument ni su cntenid cnstituyen una ferta, invitación slicitud de cmpra suscripción de valres de trs instruments de realización cancelación de inversines, ni pueden servir de base a ningún cntrat, cmprmis decisión de ningún tip. El cntenid del presente dcument así cm ls dats, pinines, estimacines, previsines y recmendacines cntenidas en el mism, han sid elabradas pr Renta 4 S.V. y están basadas en infrmacines de carácter públic, y en fuentes que se cnsideran fiables, per dichas infrmacines n han sid bjet de verificación independiente pr Renta 4 S.V., pr l que n se frece ninguna garantía, expresa implícita en cuant a su precisión, integridad crrección. Renta 4 S.V. n asume respnsabilidad alguna pr cualquier pérdida directa indirecta que pudiera resultar del us de este dcument de su cntenid. El inversr tiene que tener en cuenta que la evlución pasada de ls valres instruments resultads histórics de las inversines, n garantizan la evlución resultads futurs. El preci de ls valres instruments ls resultads de las inversines pueden fluctuar en cntra del interés del inversr inclus supnerle la pérdida de la inversión inicial. Las transaccines en futurs, pcines y valres instruments de alta rentabilidad (high yield securities) pueden implicar grandes riesgs y n sn adecuads para tds ls inversres. De hech, en ciertas inversines, las pérdidas pueden ser superires a la inversión inicial, siend necesari en ests cass hacer aprtacines adicinales para cubrir la ttalidad de dichas pérdidas. Pr ell, cn carácter previ a realizar transaccines en ests instruments, ls inversres deben ser cnscientes de su funcinamient, de ls derechs, bligacines y riesgs que incrpran, así cm ls prpis de ls valres subyacentes de ls misms. Pdría n existir mercad secundari para dichs instruments. Renta 4 S.V. y las empresas de su grup, así cm sus respectivs directres empleads, y las carteras gestinadas, pueden tener una psición en cualquiera de ls valres instruments a ls que se refiere el presente dcument, directa indirectamente, en cualesquiera trs relacinads cn ls misms; pueden negciar cn dichs valres instruments, pr cuenta prpia ajena, prprcinar servicis de asesramient u trs servicis al emisr de dichs valres instruments, a empresas relacinadas cn ls misms a sus accinistas, directivs empleads y pueden tener intereses llevar a cab cualesquiera transaccines en dichs valres instruments inversines relacinadas cn ls misms, cn carácter previ psterir a la publicación del presente infrme, en la medida permitida pr la ley aplicable. Ls empleads de Renta 4 S.V. pueden prprcinar cmentaris de mercad, verbalmente pr escrit, estrategias de inversión a ls clientes que reflejen pcines cntrarias a las expresadas en el presente dcument; asimism Renta 4 S.V. puede adptar decisines de inversión pr cuenta prpia que sean incnsistentes cn las recmendacines cntenidas en el presente dcument. Ninguna parte de este dcument puede ser: (1) cpiada, ftcpiada duplicada en ningún md, frma medi (2) redistribuida (3) citada, sin permis previ pr escrit de Renta 4 S.V.. Ninguna parte de este infrme pdrá reprducirse, llevarse transmitirse a aquells países ( persnas entidades de ls misms) en ls que su distribución pudiera estar prhibida pr la nrmativa aplicable. El incumplimient de estas restriccines pdrá cnstituir infracción de la legislación de la jurisdicción relevante. El sistema retributiv del autr/es del presente infrme n está basad en el resultad de ninguna transacción específica de banca de inversines. Del ttal de recmendacines elabradas pr el Departament de Análisis de RENTA 4 S.V., S.A.: 27% Sbrepnderar, 55% Mantener y 18% Infrapnderar..