Actualización del Plan EstratégicoRueda prensa

0

5 de noviembre de 2013

Advertencia legalAdvertencia legal

Este documento puede contener hipótesis de los mercados, informaciones de distintas fuentes y i i b l it ió fi i d G N t l SDG S A (GNF) fili l lprevisiones sobre la situación financiera de Gas Natural SDG. S.A. (GNF) y sus filiales, el

resultado de sus operaciones, y sus negocios, estrategias y planes.

Tales hipótesis, informaciones y previsiones no constituyen garantías de resultados futuros y tá t i i tid b l lt d l d dif i i ifi ti testán expuestas a riesgos e incertidumbres; los resultados reales pueden diferir significativamente

de los reflejados en las hipótesis y previsiones por diversas razones.

GAS NATURAL FENOSA ni afirma ni garantiza la precisión, integridad o equilibrio de la i f ió t id t d t d b t d d l t id tinformación contenida en este documento y no se debe tomar nada de lo contenido en este documento como una promesa o declaración en cuanto a la situación pasada, presente o futura de la sociedad o su grupo.

S d i t l li t i d it fi l i iSe advierte a los analistas e inversores que no depositen su confianza en las previsiones, que se basan en hipótesis y juicios subjetivos, que pueden resultar acertados o no. GAS NATURAL FENOSA declina toda responsabilidad de actualizar la información contenida en este documento, de corregir errores que pudiera contener o de publicar revisiones de las previsiones como res ltado de acontecimientos circ nstancias posteriores a la fecha de esta presentación gresultado de acontecimientos y circunstancias posteriores a la fecha de esta presentación, v.g.cambios en los negocios o la estrategia de adquisiciones de GAS NATURAL FENOSA o para reflejar acontecimientos imprevistos o cambios en las valoraciones o hipótesis.

1

AgendaAgenda

1. Entorno de mercado

2 Sit ió l t i E ñ2. Situación regulatoria en España

3 Prioridades estratégicas3. Prioridades estratégicas

4 Prioridades financieras4. Prioridades financieras

5. Bases para el crecimiento post 20155 ases pa a e c ec e to post 0 5

6. Conclusiones

E t d dEntorno de mercado

Entorno de mercadoEntorno de mercado

Mejora de la situación macroeconómica en EspañaA

Expectativas de crecimiento continuado en LatinoaméricaB

Evolución atractiva del mercado global de gasC

Necesidad de inversiones significativas en generación en mercados emergentesD

4

Mejora de la situación macroeconómica en España

AEspaña

% de crecimiento del PIB

Indicadores macroeconómicos Demanda energéticaDemanda eléctrica en España (TWh)

3 7‐0,3

0,4

‐1 4 ‐1,5

0,0 0,9 1,6 2,5

-2,00,02,04,0

252 261 271 267 247 247 249 252 258

150

200

250

300

‐3,7 ‐1,4 1,5

-6,0-4,0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017100

150

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

4

0

Déficit público (como % del PIB)

402 401 373 361 330 332

343 350 361 400

500

Demanda de gas en España (TWh)

10 2 -9,8

-4,2-7,0 -6,5

-5,8-4,2

-2,8

-8

-4241 265 263 278

278 278 279 282 286

161 136 110 83 52 5564 69 76

100

200

300

-10,2 ,-12

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20160

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Convencional Electricidad Total

Fuente: Consenso de varias fuentes incluyendo FMI, Gobierno de España y estimaciones de Gas Natural Fenosa. 5

Recuperación macroeconómica y evolución estable de la demanda energética

Expectativas de crecimiento continuadoB Expectativas de crecimiento continuado en Latinoamérica

Gas Electricidad

B

Gas Electricidad

Demanda 9bcm 46TWh

Crecimiento 2,7%1 3,6%2

Colombia

Demanda 67bcm 202TWh

Crecimiento 2,6%1 3,4%2

Mexico

Demanda 25bcm 457TWh

Crecimiento 7,3%1 4,1%2

Brasil

Demanda 6bcm 33TWh

Crecimiento 6,3%1 4,8%2

Perú

Demanda 5bcm 58TWh

Crecimiento 7,2%1 3,8%2

Chile

1. Fuente: CERA 2011-2017.2. Fuente: CERA 2011-2020.

6

Significativo potencial de crecimiento en la región

Evolución atractiva del mercado global de gas

Cgas

Demanda asiática de GNL (MTpa)Demanda de GNL (MTpa)

20195 205 215 250 +5% Otros Asia No OCDE2

300

350

271290

309

87 85 83 81 80 80

36 37 39 39 39 39 15 17 22 30 32 35 14 15 16 23 27 30 2 4 7

9 11 12 13 12 12

14 16 20 167 171 179

195

50

100

150

200

Corea

ChinaIndiaSE Asiático1

No-OCDE2

115 123 123 122120

120120

200

250245

242 248254

271 87 85 83 81 80 80

0

50

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Japón

% sobredemandadi l d GNL

69% 69% 71% 72% 71% 69%

30

3845 49 57

7686

96

123 3

100

150

mundial de GNL

Demanda de GNL en Latam (MTpa)

10

15

20

25

30

13 9 10 10 11 12 126 5 7 6 4 5 69 11 11 14 12 14 15

6447 48 43 46 53 60

0

50

201620152014201320122011 2017 Brasil

Chile

México

0

5

2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017NorteaméricaOriente Medio

LatAmEuropa

Asia no OCDEAsia OCDE Argentina

Fuente: IHS CERA, Wood Mackenzie GNL Service.1. Incluye: Malasia, Indonesia, Tailandia y Singapur.2. Incluye: Taiwan, Vietnam, Pakistán, Bangladesh, Filipinas y otros.

Perspectivas atractivas de crecimiento del GNL en el medio plazo

7

Necesidad de inversiones significativas en generación en mercados emergentes

D

Demanda total de electricidad (TWh) por región en 2012 2035

Nueva capacidad de generación (GW) por región1 en 2012 2035

generación en mercados emergentes

región en 2012 - 2035 región1 en 2012 - 2035

(TWh)

%CAA

(GW)

3,6% 5,2% 3,7% 3,1% 2,3%

1.4871.5008.8109.000

666

1.000

3.668

6.000

457

271 269

500

693 991 680 875

2.463 2.432

1.466 1.559

3.000

0China India Resto Asia Oriente Medio Latinoamérica

0China India Resto Asia Oriente Medio Latinoamérica

2010 2035

Se estima la instalación de más de 3 000 GW de nueva capacidad

Fuente: World Energy Outlook 2012 (Global Energy Trends). Sólo áreas geográficas seleccionadas.1. Incluye todos los tipos de tecnologías de generación.

Se estima la instalación de más de 3.000 GW de nueva capacidad debido al crecimiento de la demanda

8

Situación regulatoria enSituación regulatoria en España

Impacto de las medidas del Gobierno en las empresas del sector eléctrico

Ajuste asociado a los RDL publicados en 2012 y 2013

• Reducción de subvencionesRégimen especialExtrapeninsularInterrumpibilidad

2.410 M€2.000 M€

210 M€200 M€

• A cargo del estado 900 M€

• A cargo de “empresas tradicionales” 2.240 M€g pTransporteDistribuciónCiclos combinadosBono social

330 M€1.240 M€

430 M€240 M€

• Nuevos impuestos y tasas 3.100 M€

• Incrementos de tarifa 2.050 M€

TOTAL 10.700 M€

10

Las medidas aprobadas durante los dos últimos años han tenido un impacto total de 10.700 M€

Impacto bruto estimado en EBITDA de GNF de las medidas regulatorias aprobadas yde las medidas regulatorias aprobadas y conocidas 2012-2013

Estimación impacto 2014 (€M)

• RDL 13/2012 ~80

• RDL 15/2012

• RDL 9/2013

~340

180RDL 9/2013

TotalTotal ~600

~180

TotalTotal 600

11

Déficit de tarifa de gas y electricidadDéficit de tarifa de gas y electricidad

Déficit acumulado (€m)

26.672 30.000

17.213

21.063 20.000

7.043

11.659

10.000

1.224 218 124 181 119 310 299

0 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Sector eléctrico Sector gasistaSector eléctrico Sector gasista

El sector del gas no tiene un problema de déficit de tarifa

Fuente: Ministerio de Economía de España, Gas Natural Fenosa.12

g pcomparable al del sector eléctrico

Aspectos diferenciales de la distribución de gas frente a la eléctricade gas frente a la eléctrica

L i ió d l d l ib i l i d d• La distribución de gas no es

un servicio universal ytodavía existe un importantepotencial de gasificación

Esfuerzo inversor neteado por las

bajas de clientes

Baja de clientes aumenta en los de mayor consumo por la

crisis

Retribución de inversión proporcional a variación demanda

La exposición del modelo retributivo al riesgo de mercado disminuye la retribución de la base histórica de activosA

potencial de gasificación

• La actividad de distribución

bajas de clientes crisis a variación demanda

Evolución clientes2011-2012

Evolución demanda 2012 - GWh Retribución neta 2012 (M€)

<4bar >4bar

Altas 220.000 1.206 2.075 51,2B• La actividad de distribuciónde gas presenta riesgos enla remuneración

Bajas 114.000 632 2.900 20,0

Neto 106.000 573 -825 31,2

• El incremento de lainversión en distribución degas contribuye a reducir el 197 €

Cada nuevo cliente de gas aporta ~90€

+90€

C

gas contribuye a reducir elproblema del déficit de tarifa

197 €107 €

∆ ingresos por peaje de conducción

Retribución distribución

13Notas:1. Consumo anual de los clientes que se dan de alta y de baja. Adicionalmente se ha producido un incremento de consumo de 6,5 TWh atribuible a la temperatura, ya que 2011 fue muy cálido2. Ejemplo consumo medio 6 MWh/año.

Evolución de costes del sector gasista y de la demandala demanda

Datos en M€ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013EVariación 2006-2013

Costes 1.976 2.187 2.323 2.608 2.553 2.752 2.987 3.233

Infraestructura básica 710 929 1.051 1.160 1.226 1.269 1.457 1.758

R ifi ió 214 321 376 392 439 463 477 562

+64%

163%

+148%

Regasificación 214 321 376 392 439 463 477 562

Almacenes subterráneos 68 41 50 52 45 45 176 233

Transporte 428 567 625 716 742 761 804 963

+163%

+264%

+125%p

Distribución 1.267 1.259 1.273 1.449 1.328 1.484 1.529 1.475 +16%

Fuente: liquidaciones, memorias de ordenes de la CNE

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013E

Demanda (TWh) 392 408 449 402 401 373 363 342

Demanda convencional (TWh) 257 266 262 241 265 263 278 281

-13%

+9%(TWh) +9%

Fuente: Ministerio de Economía de España, FMI, Gas Natural Fenosa. 14

Los costes de infraestructura básica han crecido muy por encima de la demanda

Evolución de ingresos de distribución del sector gasista

Evolución de los ingresos por punto de suministro de la distribución de gas en España

Evolución de los ingresos por punto de suministro de la distribución de gas en España

sector gasista

suministro de la distribución de gas en España 2000-2012 en términos reales(€año 2002/puntos de suministro)

suministro de la distribución de gas en España 2000-2012 en términos nominales

(€/puntos de suministro)

201

250

300

201 207250

300

201

158

100

150

200201 207

100

150

200

0

50

100

0

50

100

2002 20122002 2012

En los últimos años, los ingresos por punto de suministro de la distribución de gas , g p p gen términos nominales se han mantenido, mientras que han descendido un 21%

en términos reales15

Prioridades estratégicasg

Prioridades estratégicas 2013 – 2015Prioridades estratégicas 2013 2015

1Ejecución del Plan de Eficiencia

2Gestionar cada línea de negocio de acuerdo con las condiciones de mercado

3Gestión de la cartera de negocios según su encaje estratégico

Prioridades estratégicas1 Ejecución del Plan de Eficiencia

Prioridades estratégicas

1. Plan de eficiencia1Áreas

1. Plan de eficiencia1Principales iniciativas€300m

Redefinición de parámetros óptimos de mantenimiento

Costes de operación y

mantenimiento35%

Redefinición de parámetros óptimos de mantenimiento predictivo y correctivo.Mejora en el control y supervisión de la red de gas y electricidad.Automatización y racionalización de los procesos d i i t ti

C t d30%

administrativos.

Optimización y simplicidad del proceso comercial.

Creación de centros de servicios compartidos

Costes de comercialización(1)

30% Aumento el peso de los canales auto-gestionados en la relación con el cliente.

Creación de centros de servicios compartidos corporativos.Insourcing / outsourcing selectivo.Reducción de servicios de soporte discrecionales.Evolución del modelo de gestión y priorización de

Costes corporativos35%

g y pinversiones en SSII.

Impacto 2015E

1. Incluye costes de comercialización en las actividades de distribución de gas en España y Latam. 19

Nuevo plan de eficiencia de costes con el objetivo de ahorrar €300m en 2015

Prioridades estratégicasPrioridades estratégicas2 Gestionar cada línea de negocio de

acuerdo con las condiciones de mercadoacuerdo con las condiciones de mercado

1. Prioridades por negocio 2013-20152

A

Distribución

Prioridades clave EBITDA Capex

Capturar potencial crecimiento orgánico

p g

gas Europa

Distribución electricidad

B

Continuar gestionando los aspectos regulatorios

Reducir el impacto regulatorio con el plan de eficienciaelectricidad

Europa

ElectricidadC

Gestionar el plan de inversión de acuerdo con la rentabilidad

Reducir el impacto regulatorio con el plan de eficienciaElectricidad

Gas

D

Gestionar cobertura de la generación y comercialización eléctrica

Aumentar la cuota del negocio internacionalContinuar aprovechando la plataforma de GNLGas Continuar aprovechando la plataforma de GNL para capturar oportunidades de crecimiento

Minorista

E Continuar capturando oportunidades de dual fuel, servicios energéticos y eficiencia energética

F Explotar el potencial de crecimiento orgánicoGestionar las próximas revisiones regulatorias

MinoristaGestionar la eficiencia del proceso comercial

Latam Desarrollar servicios y eficiencia energéticaDesarrollar nuevas oportunidades en generación y distribución de gas

21

Distribución de gas Europa (1/2)A Distribución de gas Europa (1/2)A

España presenta una menor gasificación que otros países europeos

Se espera que continúe el crecimiento histórico de clientes

Puntos de suministro(mill.)

Motores de crecimiento:Competitividad del gas frente a los combustibles sustitutivosSustitución calderas de gasoilSaturación de la zona consolidadaAcceso a nuevas poblaciones

11,5 12

14

16

+2%

+1%/2%

15.0

Acceso a nuevas poblacionesModelo retributivo

85%

66%53% 48%

35%4,9

6,6 7,4

9,0

6

8

10 +3%

+6%

35%27%

0

2

4

2002 2007 2012 2020 2050

# PS neto/año 330 165 165/200 100/200

22

Fuente: CNE y Sedigas.

Dinámica de mercado atractiva para lograr un crecimiento sostenido

22

Distribución de gas Europa (2/2)A Distribución de gas Europa (2/2)AObjetivos 2013–2015E

Factores clavePrincipales variables

Puntos de suministroPuntos de suministro

Penetración 5,6 5,96

8mill.

Inversión anual (1)

Gastos operativos

Inversión por punto de suministro 0

2

4

2012 2015E

Claves 2013 – 2015 298~350

200300400

€m

Inversión anual (1)

La inversión en distribución de gas en E ñ d d di i l

0100

2012 2013 - 2015E

EBITDA(1)

España genera demanda adicional que reduce el déficit de tarifaContinuación de un plan de inversión moderadoEstimación conservadora de ~100 000

983~€1,1bn

250500750

1.000

€mEstimación conservadora de ~100.000 puntos adicionales netos anuales hasta 2015Crecimiento orgánico genera un ligero aumento del EBITDA

0250

2012 2015ELas estimaciones incluyen los ajustes regulatorios conocidos hasta la fecha

231. Sin impacto de las nuevas normas contables (NIIF 11).

Distribución de electricidad EuropaB Distribución de electricidad EuropaBObjetivos 2013–2015E

Principales variablesVentas de electricidad (TWh)

Demanda de electricidad

Base de activos regulados (RAB)

Eficiencias en inversión y gastos operativos

36,3 36,3

30

40

( )

Inversión anual

Eficiencias en inversión y gastos operativos

Nuevos desarrollos en el futuro (smart

metering…)

202012 2015E

284~260

274~255

300(€m)

Claves 2013 – 2015

2002012 2013 - 2015E 2012 2013 - 2015E

EBITDA

Negocio con flujo de caja estable y recurrente

Rendimiento financiero estable a pesar del (Según NIIF11)

entorno económico

Plan de eficiencia en curso para reducir el impacto regulatorio

Gestionar la inversión consistentemente

648 ~650 635 ~640

500750

1.000(€m)

Gestionar la inversión consistentemente con la rentabilidad obtenida, manteniendo la calidad de la red

24

0250

2012 2015E 2012 2015E(Según NIIF11)

Electricidad (1/2)C Electricidad (1/2)C

Capacidad de CCC neta instalada en España

Generación de Energía de CCC en Españaen España

(Cuota por empresa – 2012)en España(Cuota por empresa – 2012)

23%

28%

55%

Suministro de gas flexible y competitivo

que permite una gestión altamente eficiente del parque de CCC de GNF

8%

12%

7%

23%

7%

A

B

parque de CCC de GNF

21% 17%

2% 7% 6% 4%

8% 4% C

DE

Otros

Total 24,897 MW Total 37,775 GWh

Gas Natural Fenosa controla y opera el parque de CCC más eficiente de España

25

Electricidad (2/2)C Electricidad (2/2)CObjetivos 2013–2015E

Datos clave(1)Principales variables

Capacidad neta instaladaEvolución esperada de la demanda energética en España tras la recuperación económica.

F t d d CCC / Hid á li k 1,1 1,112,6 12,1

1015

(GW)

I ió l

Factores de carga de CCC / Hidráulica y sparkspreads.

Evolución de los precios del pool y pagos por capacidad.

11,5 11,0

, ,

05

10

2012 2015ETotal Régimen Especial

Inversión anualp

Impacto de la nueva regulación.

182~125

177~125

200(€m)

2012: 75% Mantenimiento, 25% Crecimiento2013-2015: 100% Mantenimiento

EBITDA

Claves 2013 – 2015

(Según NIIF11)

Solución al déficit de tarifa.

Plan de eficiencia en curso para compensar l i t l t i

0

100

2012 2013 - 2015E 2012 2013 - 2015EEBITDAel impacto regulatorio.

Optimización de la política de mantenimiento.

Fuerte posición competitiva para aprovechar la recuperación esperada del mercado

919

~630873

~600500750

1.000(€m)

(Según NIIF11)

la recuperación esperada del mercado.

Puesta en marcha de Belesar 2 (21 MW COD 4Q2013) y Peares 2 (18 MW COD 4Q2013).

26

0250500

2012 2015E 2012 2015E1. Nota: Las magnitudes incluyen Kenia.

Gas (1/2)D

Cartera diversificada de GN y GNL…

…complementada con unadiversificada selección de mercados finales

( )

mercados finales

GN Argelia

EMPL + Medgaz

Residencial España

(gasoducto)

Nigeria GNL CCC España

Industrial España

Noruega

QatarT&T Gestión de flota

Opcionalida

(gasoducto)

Mercados internac.

Omán

Egipto

El GNL i fl ibilid d d

ad

C id d d i l t

Cheniere(2016)

O ti i ió d l fl t● El GNL proporciona flexibilidad de destino dada la mayoría de FOB vs. DES

● Diversificando la indexación en los contratos de aprovisionamiento

● Capacidad de implementar estrategias combinadas de gas y electricidad en base diaria / semanal

● Optimización de la flota en 2014-2015

● Periodo de aceleración del uso de Medgaz

● Nuevo metanero en ● Sin revisiones extraordinarias de

precios esperadas en 2013-2015● Contrato con Cheniere comienza en

2016

operación en 2014

27Un modelo de negocio que proporciona una cobertura de riesgo,

facilitando la optimización27

Objetivos 2013 2015EGas (2/2)D

Objetivos 2013–2015E

Factores clavePrincipales variables

Ventas de gas (bcm)ó

32 32

20

30

40

Ventas de gas (bcm)

Internacional 28%

Internacional 35%

Duración de contratos a largo plazo, identificación del origen / destino y nuevos contratosPrecios del gas (Henry Hub, Brent, NBP, carbón) vs indexación en contratos

0

10

20

2012 2015E

)Volumen de demanda a largo plazo (particularmente en la región del Pacífico)Disponibilidad de capacidad para los envíos, flexibilidad contractual y renegociación de precios

Claves 2013 – 2015

Inversión anualpreciosAdquisición de metanero

en 2014

63100

150

(€m)~ 150 ~145

~210 ~205 Adquisición de metanero

en 2014

EBITDA (Bajo NIIF11)

Cartera de gas diversificada, competitiva y flexiblePosición integrada de la infraestructura de

l d

63 52

0

50

2012 2013 - 2015E 2012 2013 - 2015E

gas y acceso a los mercadosContinuar con la internalización del negocio para aprovechar oportunidades globalesEspecial énfasis en las oportunidades en Asia y Latam

1,2 ~1,31,0

~1,21,0

1,5

(‘000€M)

(Bajo NIIF11)

Asia y LatamNuevos contratos a partir de 2016 0,0

0,5

2012 2015E 2012 201528

MinoristaE MinoristaE

Claves 2013 – 2015Principales variables

Demanda y consumo de gas y electricidad

Estrategia de servicio multiproducto y dual fuel

Exportación del modelo español a otros

Tarifa de último recurso

Penetración de gas

Eficiencia energética

países

Desarrollo de e-channels

Promoción de servicios de valor añadido

Coste del servicio Servicio al cliente integrado

Menores costes de marketing

Oportunidades de servicios energéticos

El mercado español de servicios energéticos ha crecido un 16% anual y todavíatiene un gran potencial comparado con otros países

Fuente: Orbis; Sabi; Innobasque; Registro Mercantil. 29

LatAm (1/4)F LatAm (1/4)FBase diversificada de activos… …con una contribución equilibrada por

geografías y negociosMéxico

Generación: 2,0GW

Distribución de gas: 1,3m conexiones

Colombia 640

263

EBITDA 2012 por activdad(20,7%)

Puerto RicoGeneración: 263MW

República Dominicana Generación: 198MW

Distribución de gas: 2,4m conexiones

Distribución de electricidad: 2,3m

conexiones366

€1.267m(1)(50,4%)

(28,8%)

BrasilDistribución de gas: 0,9m

conexiones

Costa RicaGeneración: 51MW

PanamáGeneración: 33MW

Distribución de gas Generación Dist. de electricidad

240

(1)

ArgentinaDistribución de gas: 1 5m conexiones

Distribución de electricidad:

0,5m conexiones440

310

277

240(18,9%)

(21,9%)

(34,7%) EBITDA 2012 por país€1.267m(1)Perú

Distribución de gas:

comienzo de la gasificación Distribución de gas: 1,5m conexiones

Colombia México Brasil Resto

(24,5%)g

(1)

30

Posición atractiva en Latinoamérica por geografías y negocios

1. Número reportado en nuestros resultados anuales, sin ajustar para reflejar la venta del negocio de Distribución de Electricidad Nicaragua, vendido en 2013.

LatAm (2/4)F

(1)

Posicionados para explotar el atractivo potencial de crecimiento orgánico en la región

Presencia de Gas Natural Fenosa

22

19

Población en principales áreas urbanas (millones)Penetración de la gasificación(1) (miles)

Presencia de Gas Natural Fenosa19

131212

98

65

4,894

4,255435

838 54

México Sao Paulo Río de Bogotá Lima Caracas Santiago MonterreyBuenos

1,296870

2,4021,523

México Brasil Colombia Argentina

Alto potencial de crecimiento en el mercado residencial

MéxicoDF

Sao Paulo Río deJaneiro

Bogotá Lima Caracas Santiago de Chile

MonterreyBuenosAires

México Brasil Colombia Argentina

Clientes 2012 Crecimiento potencial del mercado

31

Alto potencial de crecimiento en el mercado residencialen nuestras zonas de distribución de gas

1. Sobre el total de las viviendas censadas.

LatAm (3/4)FClaves 2013 – 2015E

Distribución de gas Distribución de electricidadDistribución de gas Distribución de electricidad

Importante potencial de crecimiento orgánico en los mercados clave de Gas Natural Fenosa.

Distribuidor de gas líder en Latinoamérica, con

Capturar crecimiento aprovechando el potencial orgánico.

Conocimiento de los mercados con potencial de gpresencia en los principales centros urbanos.

Régimen regulatorio favorable y estable.

Oportunidades para crecer en nuevas licitaciones de distribución de gas.

Conocimiento de los mercados con potencial de crecimiento en consumo de electricidad.

Esfuerzo importante por reducir pérdidas de energía y la mora en Colombia.

Electricidad

Inversión prevista en Perú.

Liberalised retail & SME business

Contrastada experiencia en todas las tecnologías.

Modelo de negocio internacional: IPP con PPA.

Operando en mercados que garantizan 100% de costes fijos.

Exportar en Latinoamérica el modelo de negocio multiproducto / multiservicios desarrollado en España.

Conseguir crecimiento con el aumento de los puntos de suministro y evolución esperada del

Presencia a través de la cadena de valor (desarrollo, construcción y O&M).

Oportunidades de crecimiento debidas a crecimiento en la demanda y la capacidad instalada

puntos de suministro y evolución esperada del comportamiento social.

Tipo de servicios: Servicios energéticos, Servigas, venta de dispositivos, cobro de terceros, marketing de terceros y otros.

32

instalada.

Bii Hioxo (234 MW eólicos; COD 2S2014) y Torito (50 MW hidro; COD 1S2015).

LatAm (4/4)F LatAm (4/4)FMagnitudes clave

Puntos de conexión (distribución de gas y electricidad)

EBITDA

21%~24%

17%~20%

1,2 ~1,4

1,2~1,31,5

(‘000€M)

3 110,0

(mill.)

de gas y electricidad)

8,910,0

(1) (1)

52% ~45% 54% ~47%

27% ~31% 29% ~32%

17%

0,5

1,0

6,1 6,9

2,83,1

2,0

4,0

6,0

8,0

0,02012 2015E 2012 2015E

Total Generación Distribución de electricidad

0,0

,

2012 2015EGas Electricidad

Capacidad neta instalada Inversión anual

(Bajo NIIF11)

2,52,73,0

(GW)

Capacidad neta instalada Inversión anual

33% 32%

~600 ~600

500

600

700

(€m)

1,0

2,0

%~43%

%~44%

33%~24%

34%~24%22%

~33%

21%

~32%397 390

100

200

300

400

500

0,02012 2015E

33

(Bajo NIIF11)1. Cifra proforma para reflejar la venta del negocio de Distribución de Electricidad en Nicaragua

en 2013.

45% 46%0

100

2012 2013-2015E 2012 2013 - 2015E

Total Generación Distribución de electricidad

Prioridades estratégicasPrioridades estratégicas3 Gestión de la cartera de negocios

según su encaje estratégicosegún su encaje estratégico

Gestión de la cartera de negocios según su encaje estratégico

3según su encaje estratégico

Procesos anteriores

● Gas Natural Fenosa ha ejecutado un proceso de desinversiones desde la

adquisición de Unión Fenosa de >5.000 €M.anteriores de venta de

activos

q

● Actualmente el ratio deuda neta / EBITDA se sitúa en ~3.0x, cumpliendo el

compromiso comunicado al mercado en el Plan Estratégico 2010-2012.

Análisis continuado

de la

● En la actualidad, no hay necesidad de vender más activos para reducir

los niveles de deuda.

cartera de activos

● Se continuará analizando el encaje estratégico de nuestra cartera de

negocio durante el periodo 2013-2015.

35

Prioridades financieras

Política financiera compatible conPolítica financiera compatible con objetivos de crecimiento y dividendo

Líneas estratégicas en el contexto de disciplina financiera

Flexibilidad para aumentar inversiones para crecimiento futuro si es necesario

Compromiso de dividendo en efectivo

Sin impacto real por el cambio en las normas de consolidación de joint ventures

37

Gas Natural Fenosa ha ejecutado su jestrategia de desapalancamiento 3 años antes que sus competidores

● Exitoso plan de desapalancamiento:

● Todos los compromisos han sido lid

Deuda neta(‘000€M)

6 0x 4 6x 3 1x ~2 5

26

21

cumplidos

● €10bn de reducción de deuda hasta 2012, tal y como se comprometió en 2008

6,0x 4,6x 3,1x ~2,5

16

~13,0 ~12,5

p

● €1,3bn de reducción de deuda durante 2012, sin partidas extraordinarias

● Ratio de Deuda Neta/EBITDA de 3,1x en 2012 (2,9x excluyendo el déficit de tarifa)

● Ratio 2 5x DN/EBITDA en 2015 conProforma por la adquisición

de Unión Fenosa

2009A 2012A 2015E 2015E● Ratio 2,5x DN/EBITDA en 2015, con

flexibilidad para explotar oportunidades atractivas de crecimiento

DN / EBITDA

(Bajo NIIF11)

38

DN / EBITDA

Eficiente estructura de deuda neta y suficiente liquidez disponiblesuficiente liquidez disponible

Cómodo perfil de Eficiente estructura de Suficiente liquidez vencimientos de deuda deuda neta disponible

Suficiente liquidez disponible para cubrir todas las necesidades para el periodo 2013-2015

Colchones adicionales con…Efectivo estructural libre tras capex y dividendos

39

Recaudación del déficit de tarifa… permite cubrir todos los vencimientos hasta 2017

Una sólida estructura de capital

Sólidos ratios de cash flow y apalancamiento…

FGO/Deuda Neta Deuda Neta/EBITDA

21,5%~28,0% 3,1x

~2 5x,

2012 2015

2,5x

2012 2015

… apoyados por una fuerte estructura de capital…

Perfil de vencimientos de la deuda diversificado.80% a tipo de interés fijo; tipo para próximos años fijado en un escenario de tipos bajos: coste de la deuda estable y predecibleescenario de tipos bajos: coste de la deuda estable y predecible.Sin riesgo de tipo de cambio: filiales financiadas en moneda local/funcional.

40

… y un coste de la deuda competitivo (actual (4,2%) y esperado para el periodo hasta 2015)

Trayectoria sólidaTrayectoria sólida

Trayectoria sólida bajo escenarios difíciles…y j

Refinanciación de €19.000 millones del préstamo para la d i i ió d U ió F it d d l i i d L h

1adquisición de Unión Fenosa en mitad de la crisis de Lehmann

Acceso continuado al mercado de capitales (y en diferentes 2geografías) con un coste competitivo e inversores a largo plazo

Exitoso desapalancamiento y extensión de la vida media de la

2

3 Exitoso desapalancamiento y extensión de la vida media de la deuda conseguido en un corto espacio de tiempo

Apoyo fiable y continuado de los bancos independientemente

3

d t d l f t l l ólid d l d i d G

Apoyo fiable y continuado de los bancos independientemente de la crisis soberana

4

41

… demostrando la fortaleza y el sólido modelo de negocio de Gas Natural Fenosa

Flexibilidad para realizar nuevasFlexibilidad para realizar nuevas inversiones en condiciones favorables

Capex Bruto(1) como % de EBITDA

53,2%47,2%

41,8%

34,5% 30 3%

~34% ~16%

30,3% 26,7%

33,9%

2007A 2008A 2009A 2010A 2011A 2012A Acum. 13-15 Acum. incl. inversiones adicionales

Gas Natural (independiente) Gas Natural Fenosa

€m / año 1.211 1.209 1.884 1.543 1.406 1.357 ~1.700

DN / 1 5x 1 9x 4 6x 4 3x 3 7x 3 1x 2 5x

Gas Natural (independiente) Gas Natural Fenosa

42

EBITDA 1,5x 1,9x 4,6x 4,3x 3,7x 3,1x ~2,5x

1. Inversiones en activos tangibles e intangibles. Excluye inversiones financieras.

Comprometidos con una sólida políticaComprometidos con una sólida política de dividendo en efectivo

Prioridades principales65,0%

Ratios de payout

Política de dividendo: payout de ~62%

61,1% 61,4%62,0% 62,1%

60,0%

Política de dividendo completamente compatible con los objetivos de crecimiento y desapalancamiento de

55,0%

Gas Natural Fenosa

50,0%2009 2010 2011 2012

43

009 0 0 0 0

43

Generación de flujos de caja que Ge e ac ó de ujos de caja quesustentan el dividendo

(‘000€M)

16

(‘000€M)

16

~13

14,9

DN 2012A Generación de caja Inversiones netas Dividendos Deuda neta 2015E

Deuda Neta /después de impuestos

~3xDeuda Neta / EBITDA

Déficit de tarifa

~2,5

44

La generación de caja sustenta la política de dividendos44

B l i i tBases para el crecimientopost 2015

Bases para el crecimiento post 2015Bases para el crecimiento post 2015

Posición de Gas Natural Fenosa en 2015

ó

A B C

Recuperación macroeconómica

completaProyectos en cursoVectores de crecimiento

a medio plazo

Aspiraciones de Gas Natural Fenosa a 2017

46

Evolución del PIB en EspañaPosibles escenarios

A

Posibles escenarios

Gobierno Fondo Monetario The Economistde España Internacional Intelligence Unit

3

PIB real (%)3

PIB real (%)3

PIB real (%)

2,5

1,3

2

3

2

3

1 1

2

3El gobierno ha actualizado su

proyección para el 2014 al

0,7%

0,9

0,5

0

1 0,90,6

0,30,0

0

11,1

0,8

0,4

0

1

-1,3

-1

-1,6

-1

-0,4

1 7

-1

-22015 20172013 2014 2016

,-2

20172016201520142013

-1,7-2

20172016201520142013

La recuperación económica en España está prevista post 2015, con

Fuente: Ministerio de Economía y Competitividad (Actualización del Programa de Estabilidad 2013-2016); FMI (WEO April 2013; update July 2013); EIU

la consecuente recuperación de la demanda eléctrica

47

El Plan Estratégico define tres vectores de crecimiento

B

vectores de crecimiento

Vectores de crecimiento y contexto Estrategia de alianzas

Acceso a una cartera mayor de proyectos, en comparación con un

Vectores de crecimiento y contexto Estrategia de alianzas

escenario stand-alone

Acceso a mayor capacidad de

Midstreamgas

Distribución internacional

de gas

Generación internacional

inversión a corto plazo que puede tener impacto en el horizonte del Plan

Adquisición de capacidades complementarias

Gestión y diversificación de riesgos (país, proyecto y tecnologías)

48

Gas Natural Fenosa está bien posicionada B

para capturar el crecimiento internacional

Operador de GNL

A i f t tAcceso a infraestructuras y suministros

competitivos de gas y a capacidad global de

comerciali ación

Desarrollador de proyectos

Creación de valor

• Capturar valor en el desarrollo de proyectoscomercialización.

p y

Identificación de oportunidades y

desarrollo de

desarrollo de proyectos greenfield.

• Capturar sinergias entre i ( d

Operador de activosnuevos

proyectosnegocios (operadores integrados).Operador de activos de

generación y distribución, obteniendo el máximo

valor de cada operación.valor de cada operación.

49

Proyectos en curso: Midstream GasC Proyectos en curso: Midstream Gas

Proyecto Cheniere Flota asociada a Cheniere

Gas Natural Fenosa comprará 4 5 millones de metros Contrato de 4 buques de nueva construcción y uno yaGas Natural Fenosa comprará 4,5 millones de metros cúbicos por año de GNL.Contrato de 20 años, con posible extensión de 12 años.El contrato procederá del tren 2 de la terminal de Sabine Pass.

Contrato de 4 buques de nueva construcción y uno ya existente ( “Ribera del Duero”) de una capacidad de 170.000 m3.

Se espera que en 2016 comiencen las entregas de GNL.Completa flexibilidad de destino.

50

Nuevo contrato con Cheniere que proporcionará un crecimiento de volumen adicional y flexible a partir de 2016

Proyectos en curso: Midstream GasC

Proyectos y contratos en marchaProyectos en curso: Midstream Gas

Volúmenes de Shah Deniz II

RUMANÍA RUSIA

Volúmenes de Yamal GNL

TURQUÍA

GEORGIA

GRECIA

ALBANIA

SERBIACROACIA

ITALIA

BULGARIA

TAP AZERBAIYÁN

SHAH DENIZ II

Gas Natural Fenosa ha contratado 1bcm conpunto de entrega en Italia a partir de 2019

Yamal LNG explotará las reservas de SouthT b ( ti d 25 T f) l í l dpunto de entrega en Italia a partir de 2019.

Gas con origen Shah Deniz II (16 bcm de gascon punto de entrega en Turquía, Italia, Bulgariay Grecia).

La duración del contrato es de 25 años

Tambey (estimadas en 25 Tcf), en la península deYamal – Rusia.Fecha límite FID: 31-12-2013. Entrada en operaciónestimada para 2019-20.Contrato (~2.5 MTPA) de 23 años.

La duración del contrato es de 25 años.

51

Volúmenes adicionales para 2019 con Shah Deniz II y Yamal

Proyectos en curso: generación internacionalC

Bií Hioxo (México) Torito (Costa Rica)

Proyectos con plena aportación de EBITDA post 2015

Proyecto de Bií Hioxo en desarrollo. Proyecto de Torito en desarrollo:Proyecto de Bií Hioxo en desarrollo.234MW de generación eólicaCOD en 2a mitad de 2014

Desarrollo interno del proyecto.T fi li ió GNF i i í l

Proyecto de Torito en desarrollo:50MW de generación hidráulicaCOD en 1a mitad de 2015

Desarrollo interno del proyecto.C lid G N t l F l iTras su finalización, GNF se posicionaría como el

único operador mixto gas-electricidad en México.Complementa la posición en generación de México - 2,0GW de CCCs.

Consolida a Gas Natural Fenosa como el primer generador privado en Costa Rica.Contrato de venta de electricidad con ICE (institución gubernamental).Riesgo hidrológico limitado

52

Riesgo hidrológico limitado.

Proyectos en curso: LatAmC Proyectos en curso: LatAmDistribución de Gas en Perú

Puntos destacadosÁrea de concesión

En Julio de 2013 GNF entró en el mercado peruano de distribución de gas

La compañía ganó un concurso de distribución de gasLa compañía ganó un concurso de distribución de gas natural en 4 ciudades en el sudoeste del país:

Arequipa, la segunda ciudad más grande de Perú, y las ciudades de Moquegua, Tacna e Ilo

Sirviendo a una población de más de 1,4 millones de personas

Inversiones planeadas de ~60 millones de US$ hasta 2020

Se espera distribuir y vender gas a más de 60.000 hogares

Periodo de concesión de 20 años (prorrogable)

El servicio será operado a través de un sistema de

Lima

El servicio será operado a través de un sistema de “transporte virtual”, transportando gas licuado de la planta de GNL de Perú a sistemas de regasificación en las ciudadesArequipa

Moqueguaq g

TacnaIlo

Área de distribución 53

Sentando las bases para el crecimiento

Crecimiento de EBITDA Vectores de crecimiento

ppost 2015

Capex acumulado (sin NIIF 11)

7,0 Recuperación macroeconómica en España

(‘000€M)

~8%

(sin NIIF 11)(‘000€M) ~9,2

Recuperación macroeconómica en España

21%

~20%3%

~2%5,2

~6,0

5,0

6,0Incremento en la tasa de gasificación

Recuperación del mercado eléctricoDistribución Otros ~15%

~20%

~5,2

27%

12%~13%12%

~11%21%

3,0

4,0

Recuperación del mercado eléctrico español

Entrada del contrato de CheniereRecuperación actividad UF GasElectricidad

Gas EuropaDistribución Electricidad

Europa ~20%

~7%

~15%

~20%

~10%5,2

26% ~27%

26%~27%

1,0

2,0 Entorno post revisiones regulatoriasCrecimiento orgánicoNuevos proyectos de generación

Gas

LatAm ~36%~31%

~12%~7%

0,02015E Aspiraciones a

2017E

~5,0Con NIIF 11(‘000€M) ~5,7

Acum. 2013-15E

Acum. 2013-17

~5,1 ~9,1

54

Gas Natural Fenosa tiene una capacidad adicional de inversión de ∼7.000 millonesde euros a 2017 (bajo NIIF 11) para mantener el ratio de DN / EBITDA en 3.0x

Conclusiones

Hemos cumplido los objetivos fijados en elHemos cumplido los objetivos fijados en el Plan Estratégico anterior

Objetivos20122012A

EBITDA 2012 > €5bn

2012

✔€5,1bn

2012A

Resultado Neto ~ €1,5bn ✔€1,4bn

Deuda Neta a 31/12/12 €15-16bn

✔

✔€16,0bn

Deuda Neta/EBITDA

Deuda Neta a 31/12/12

~ 3x

€15 16bn ✔

✔3 1x

€16,0bn

Deuda Neta/EBITDA ~ 3x ✔3,1x

56

Gas Natural Fenosa ha alcanzado los objetivos marcados para 2010-2012

Los nuevos objetivos financieros son

2012A 2015E

jalcanzables

Aspiración Sin criterio NIIF 11 (‘000€M)

EBITDA €5,1 >€5,2

2012A 2015E

~€6,0

2017E

€4,7 >€5,0 ~€5,7

Di id d ( t) 62% 62% 62%

Beneficio neto €1,4 ~€1,5 ~€1,9

Dividendo (payout) 62% ~62%

Capex 2010-2012€4 5

2013-2015€5 2

~62%

2013-2017~€9 2€4,5 €5,2

Deuda neta €16,0 €13,0

~€9,2

~€10,6

€4,5 €5,1 ~€9,0

€15,5 €12,5 ~€10,3

Deuda neta / EBITDA 3,1x 2,5x ~1,8x3,3x 2,5x ~1,8x

Bajo criterio NIIF 11 (‘000€M)

57

Gas Natural Fenosa tiene una capacidad adicional de inversión de 7.000 millonesde euros a 2017 (bajo NIIF 11) para mantener el ratio de DN / EBITDA en 3.0x

Mantenimiento del perfil regulado y la p g ydiversidad geográfica

Mantenimiento perfil regulado Diversidad geográficaFortaleza del EBITDASin NIIF 11; en ‘000 M€ Sin NIIF 11; en ‘000 M€ Sin NIIF 11; en ‘000 M€

5 2

6,0

5 2

6,0

5 2

6,0

52% 55%52%

4,5

5,15,2

40%

35%32%

36%4,5

5,15,2

33%42% 45%

44%4,5

5,15,2

24% 19%20%

54%52%

65% 68% 64%

40% %

17%24% 26% 28%

29%24%

60%65% 68%

67% 58% 55% 56%

2009PF 2012 2015 2017 2009PF 2012 2015 2017 2009PF 2012 2015 2017

4,7EBITDA con

NIIF 11 ~5.7~5.0 4,7 ~5.7~5.0 4,7 ~5.7~5.0

Aspiracional Aspiracional Aspiracional

581. Incluye distribución de gas y electricidad, infraestructuras, generación regulada, PPAs y generación de Régimen Especial.

Regulado (1) Liberalizado España InternacionalGas Electricidad Distribución

(‘000€M)

Plan de inversión consistente a las condiciones de mercado y la estrategia decondiciones de mercado y la estrategia de Gas Natural Fenosa

Inversión por negocio Inversión por fí (€’000M)

InversiónG El t i id d (€’000M)(€’000M) geografía (€’000M)

Otros

Gas vs. Electricidad (€’000M)

Otros(mina, financieras,

ió )∼10%

∼8%

∼1,5

∼1,7∼1,8

∼10%∼8%

∼14%∼19%

1 5

∼1,7∼1,8

∼1 5

∼1,7∼1,8

LatAm

Otros

LatAm

(inc. buques)

Electricidad

corporación)

∼15%25%

∼35%

∼31%13%

1,5

∼42%

∼37%13%

25% ∼35% ∼31%

7%

%∼1,5 ∼1,5

Distribución Gas Europa

Distribución Electricidad

Europa

EspañaGas19% ∼20%

∼19%22% ∼15%

∼15%

∼48%∼55%

54%

68%∼51% ∼50%

Electricidad

GasGas Europa

17%∼8% ∼7%

4%∼12%

∼20%

Media Media Media

33%

∼48%

Media Media Media Media Media Media 10-12 13-15 13-17 10-12 13-15 13-17 10-12 13-15 13-17

~1,5

Inversión bruta anual con NIIF 11

(€’000M)

~1,7 ~1,8 ~1,5 ~1,7 ~1,8 ~1,5 ~1,7 ~1,8

Aspiracional Aspiracional Aspiracional

59

(€ 000M)

Estrategia centrada en gas y distribución, con el objetivo de aumentar la proporción de inversión en los mercados internacionales

ConclusionesConclusiones

La fortaleza del modelo de negocio nos permitirá cumplir con nuestro Plan E t té iEstratégico

Expectativas de negocio claras y realistas para el periodo 2013-2015Expectativas de negocio claras y realistas para el periodo 2013 2015

Capacidad para reducir el impacto regulatorio mediante el plan de eficienciaCapacidad para reducir el impacto regulatorio mediante el plan de eficiencia

Las dinámicas de mercado y nuestro posicionamiento en gas y Latinoamérica proporcionan oportunidades de crecimiento

Compromiso inequívoco de disciplina financiera y p q p yremuneración del accionista

S t l b l l i i t ti d 2015

60

Sentamos las bases para acelerar el crecimiento a partir de 2015