Investor Presentation • Feb 23, 2021
Investor Presentation
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Más de 50 proyectos concretos de eficiencia energética
En línea con el objetivo de reducción de emisiones de la Unión Europea (-55% en 2030 vs 1990), y con la reducción alcanzada en 2020, Enagás adelanta el objetivo de neutralidad en carbono a 2040
2106.665 tCO2e compensadas
10 bietivos que incluyen el compromiso de reducción de emisiones de metano de Global Methane Alliance y están definidos de acuerdo a los criterios de Science Based Targets (estos últimos se han definido tomando como año base 2018).
2 En 2040 la reducción alcanza el 81% respecto a 2014 y se alcanza la neutralidad en carbono.
Global Methane Alliance
de emisiones priorizando la implantación de medidas con mayor impacto
posterior de las emisiones que técnicamente no es posible reducir
$+$ de 50 proyectos anuales de eficiencia energética
Ambiental
Sustainability Award Gold Class 2021
S&P Global
enagas
Resultados 2020
Objetivos cumplidos Contribución a la seguridad energética de España y de los países en los que la compañía está presente
+5% beneficio después de impuestos
Servicio esencial prestado sin interrupción los 365 días del año
Demanda de gas natural en España superior a la de 2018
Líderes en sostenibilidad
Resultados 2020
LA OPERACIÓN DEL SISTEMA GASISTA SE HA IZADO DE MANERA
2020 vs 2019
EBITDA 942,9M€ $(-5,2%)$
BDI 444,0M€ $(+5,1\%)$
Resultados de sociedades participadas (antes de PPA) 174,8M€
Balance
$(-8,9%)$
Deuda Neta 4.288M€
fijo superior al $> 80\%$
Sin vencimientos significativos hasta 2022
Demanda nacional de gas natural a 31 de diciembre 2020 360,0
Demanda industrial de gas natural a 31 de diciembre 2020
201,4
Demanda generación eléctrica a 31 de diciembre 2020
88,9
enagas
| M€ | 2020 | 2019 | Var. % |
|---|---|---|---|
| Ingresos totales | 1.084,0 | 1.151,1 | $-5,8%$ |
| Gastos de explotación | $-315,9$ | $-318,3$ | $-0,7%$ |
| Rdo. Sociedades Participadas | 174,8 | 162,1 | 7,9% |
| EBITDA | 942,9 | 994,8 | $-5,2%$ |
| Amortizaciones | $-277,3$ | $-313,7$ | $-11,6%$ |
| PPA | $-51,1$ | $-37,4$ | 36,4% |
| EBIT | 614,6 | 643,7 | $-4,5%$ |
| Resultado financiero | $-67,7$ | $-110,8$ | $-38,9%$ |
| Impuesto de sociedades | $-102,0$ | $-109,3$ | $-6,7%$ |
| Minoritarios | $-0,9$ | $-1,0$ | $-4,6%$ |
| BDI | 444,0 | 422,6 | 5,1% |
| Apalancamiento y liquidez | 2020 | 2019* |
|---|---|---|
| Deuda neta | 4.288M€ | 3.755M€ |
| Deuda neta/EBITDA ajustado(**) | 4.8x | 3,9x |
| FFO/Deuda neta | 16,0% | 20,1% |
| Coste financiero de la deuda | 1,9% | 2,1% |
| Liquidez | $2.473M\epsilon$ | 2.717M€ |
| Liquidez | 2020 | 2019 | Vencimiento actual |
|---|---|---|---|
| Tesorería | 864M€ | 1.099M€ | |
| Club Deal | 1.500M€ | 1.500M€ Diciembre 2025 | |
| Líneas USD | 109M€ | 58M€ | Julio 2024 |
| Otras líneas CP | $60M\n\in$ | Julio 2021 | |
| TOTAL | 2.473M€ | 2.717 M€ |
enagas
Sin vencimientos $\mathcal{C}$ significativos hasta 2022
Deuda a tipo fijo superior al $>80\%$
Misión principal: contribuir a la seguridad energética
Papel decisivo del gas natural y de las infraestructuras para contribuir a la transición ecológica
Visibilidad del Marco Regulatorio hasta 2026
Consolidación y rotación
de activos internacionales
Impulso de nuevos proyectos vinculados a la transición ecológica
Firme compromiso con el dividendo
ESG como pilar fundamental de la estrategia
Sistema
Vinculado a los activos del
· Período regulatorio de 6 años sin revisiones intermedias
$\bullet$
$\bullet$
regulatoria
mantenimiento adecuado
regulatorio 2026
RCS (Remuneración por continuidad de suministro)
Remuneración basada en estándares de opex, con margen para la eficiencia
Los ingresos de RCS establecidos para 2020 disminuirán
Remuneración vinculada al activo neto durante su vida
• Cambio a una metodología WACC estable y predecible
Remuneración vinculada a la disponibilidad a largo plazo de los activos del Sistema Gasista con un
progresivamente hasta el 20% al final del período
* Tasa de remuneración financiera 2021-2026: 5,44%
La compañía podría mantener el 50% de las eficiencias
Tasa financiera: 5,44% y dos años de amortización
$2021 - 2023$
Sentando las bases futuras de crecimiento y el papel de los TSO en el proceso de descarbonización europeo
$2024 - 2026$ Acelerando la inversión sostenible en la que la compañía
ya está trabajando
Nota: 1€=1,14 USD
(*) El capital invertido a 31-12-2020 en filiales internacionales incluye las inversiones realizadas en las filiales españolas de BBG y Saggas. No incluye la inversión realizada en GSP
Nota: 1€=1,14 USD
ALTA VISIBILIDAD DEL DIVIDENDO ESPERADO DE NUESTRAS SOCIEDADES PARTICIPADAS POR TRATARSE DE ACTIVOS REGULADOS O PROTEGIDOS POR CONTRATOS TAKE OR PAY
La guerra de precios de la OPEP+ y los efectos de la COVID-19 derivaron en una crisis sin precedentes en el sector oil&gas en EEUU: destrucción de demanda y producción y colapso histórico del precio de las commodities.
Alta utilización: el volumen transportado sólo se vio afectado durante mayo y junio. En el resto del año la utilización ha sido muy alta, alcanzando su máximo histórico mensual en agosto.
Suministro diversificado y competitivo: recuperación de la producción en Bakken, Denver Julesbourg (DJ) y Powder River. La entrada en operación de laterales en la zona de Colorado amplía el suministro en la cuenca de DJ. Además, desde el mes de julio, se transporta crudo canadiense pesado.
Estructura contractual: el esfuerzo comercial realizado durante el año permite que el 84% de la capacidad nominal está ligada a contratos take or pay o bajo control de derechos históricos(1) de sus clientes
Proyectos competidores: El proyecto competidor Liberty ha sido aplazado. Otros oleoductos presentan problemas regulatorios que podrían afectar a su operación.
Alta utilización: REX mantuvo una alta utilización en 2020, especialmente en el tramo Este, donde estuvo cercana a máximos históricos durante el 4T20.
Nuevos suministros: puesta en marcha de los proyectos Cheyenne Connector y Cheyenne Hub en DJ.
Estructura contractual: retraso en la recontratación de parte de la capacidad disponible West to East por la volatilidad de los precios de las commodities.
Proyectos competidores: cancelación definitiva del Atlantic Coast Pipeline y retrasos del Mountain Valley Pipeline por problemas regulatorios.
En uno de los peores años para el sector oil & gas de EEUU, el EBITDA de Tallgrass ha mostrado una gran resiliencia por la calidad de los contratos take or pay con los que cuenta la compañía
EBITDA desglosado 17% Agua, Recolección & 28% Procesamiento y Terminales Transporte de Petróleo 733M\$ EBITDA \$733M Presupuesto) 55% Transporte de Gas
| Capacidad total | Capacidad 1 contratada a Ip | Vida media take or pay |
|
|---|---|---|---|
| REX (West to East) | $\sim$ 1,800 (Mdth/d) | 42% | 2024 |
| REX (West to West) | $\sim$ 650 (Mdth/d) | 68% | 2024 |
| REX (East to West) | $\sim$ 2,600 (Mdth/d) | 100% | 2032 |
| Pony Express | $\sim$ 450 (Mbps) | $84\%$ (*) | 2024 |
(1) A 31 de diciembre de 2020. EW no considera último acuerdo con Gulfport de restructuración de contratos. Que liberará 125 MDth/d
(2) Incluye contratos MVC (Take or pay) y derechos históricos de clientes
Nota: Adicionalmente, se cuenta con contratos a corto plazo en REX (~400Mdth/d en 2020).
EBITDA
$(-14\% \text{ vs. }$
(1) Deuda TGE (Bonos TGE + Revolving TGE) / EBITDA. Cálculo proforma asume amortización parcial del bono 2024 llevada a cabo en ene-21 Deuda neta TGE + 75% REX + Holdco / EBITDA $(2)$
EEUU contribuirá a atender el crecimiento de la demanda mundial de petróleo y gas a largo plazo. Es un productor fiable con suministros flexibles, diversificados y competitivos frente a otras alternativas.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE), World Energy Outlook 2020 (WEO 2020) de octubre 2020, Escenario Stated Policies.
Nota: El volumen medio transportado en 2020, sin incluir los meses de mayo y junio, fue de 409Mbpd.
Dic.25 Marcellus Dic.22 43 bcfd Utica Denver Julesburg 40 bcfd Big Horn/Powder Rive $Pic\rho$ ance Green River - Overthrust / Wind Rive $\begin{array}{l} 4\[-4.8mm] \begin{tabular}{l} $4$ & $4$ & $4$ & $4$ & $4$ & $4$ \ $5$ & $5$ & $6$ & $7$ \ $6$ & $6$ & $7$ & $8$ \ $7$ & $7$ & $8$ & $8$ \ $8$ & $7$ & $8$ & $8$ \ $7$ & $8$ & $8$ & $8$ \ \end{tabular} \end{array} \end{array} \begin{array}{l} \begin{tabular}{l} $4$ & $4$ & $4$ & $5$ \ $4$ & $7$ & $7$ & $8$ \ $7$ & $8$ & $8$ & $8$ \ $7$ & $8$ & $8$ & $$ Fuente: Enverus
Producción de gas (cuencas influencia Tallgrass)
WATER, GATHERING&PROCESSING: LA REACTIVACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN EN LOS PRÓXIMOS AÑOS IMPULSARÁ EL CRECIMIENTO DE LA PROVISIÓN DE SERVICIOS DE AGUA Y DE GATHERING Y PROCESAMIENTO DE GAS
$31$
LOS ACCIONISTAS DE TALLGRASS HAN DECIDIDO LA DISTRIBUCIÓN DE UN DIVIDENDO DE \$91MILL CON CARGO AL
EJERCICIO 2020 Y CONTINUAR EN 2021 FORTALECIENDO LA ESTRUCTURA FINANCIERA DE LA EMPRESA
(~84% del EBITDA es con contratos Take or Pay)
Fondos de las operaciones (FFO) 450-495M\$
medio de conversión a EBITDA de 6,4x.
· La creación de una línea de negocio de sostenibilidad (transporte de hidrógeno, producción de renovables, etc) permite reforzar y disversificar la cartera de proyectos de crecimiento.
TEP Bank Leverage Ratio: Deuda TGE (Bonos TGE + Revolving TGE) / EBITDA. Cálculo proforma asume amortización parcial del bono 2024 llevada a cabo en ene-21 Look-Trough Leverage: Deuda neta TGE + 75% REX + Holdco / EBITDA
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El 2 de julio de 2018, Enagás solicitó ante el CIADI el inicio del arbitraje contra el Estado Peruano en relación a la controversia relativa a su inversión en GSP, en los términos del Acuerdo para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República del Perú y el Reino de España ("APPRI Perú-España").
De acuerdo con el calendario procesal aprobado por el Tribunal Arbitral, los asesores legales estiman que el laudo que ponga fin al procedimiento arbitral debería emitirse a finales del año 2022.
La Sociedad está a disposición del Estado Peruano para alcanzar un acuerdo amistoso que ponga término al procedimiento arbitral.
El procedimiento arbitral se está desarrollando según el calendario procesal establecido.
La remuneración al accionista continúa siendo $\mathcal{C}_{1}$ nuestra prioridad estratégica
enagas
La propuesta de Enagás para impulsar proyectos de gases renovables en España consiste en promover proyectos que cumplan seis criterios principales:
LOS FONDOS EUROPEOS NEXT GENERATION SON ESENCIALES PARA QUE LA MAYORÍA DE LOS PROYECTOS SEAN VIABLES
Para sustituir hidrógeno gris por hidrógeno verde ("clústers industriales")
Socios: Petronor-Repsol, y el Ente Vasco de la Energía Objetivo: desarrollar una planta demo a escala industrial para la producción de combustibles sintéticos ("e-fuels"), a partir de hidrógeno verde y $CO2$ capturado.
Ejemplo: Proyecto de La Robla en León Socio: Naturgy
Objetivo: producción de hidrógeno verde a partir de una planta fotovoltaica de 400 MW y un electrolizador, en una primera fase, de 60 MW.
Para replicar la cadena completa del hidrógeno verde y todos sus usos del hidrógeno a pequeña escala
Socios: Acciona, Cemex y Redexis y cuenta con el apoyo del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a través del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE) y el Govern balear.
Objetivo: generar al menos 300 toneladas de hidrógeno renovable al año, producido a partir de energía solar, con aplicaciones para la movilidad, generación eléctrica y de calor e inyección de hidrógeno en la red de gas.
Socio: Repsol
Objetivo: desarrollo de una nueva tecnología que permite la transformación directa de la energía solar en hidrógeno mediante una planta de fotoelectrocatálisis (tecnología PEC).
600 MW electrólisis
IPCEI Jun 2020
Memorias Plan Recuperación
Más de 30 proyectos y 50 socios en prácticamente todas las Comunidades Autónomas, cubriendo todos los usos y sectores contemplados en la Hoja de Ruta del Hidrógeno renovable:
Participación en principales asociaciones (nacionales y europeas) y colaboración directa con Organismos, Comunidades Autónomas y Ayuntamientos.
Co-presidencia de la mesa redonda sobre transmisión y distribución de hidrógeno limpio de la Alianza de Hidrógeno Limpio de la UE.
Más de 15 proyectos en desarrollo a corto plazo, junto con socios, en diferentes comunidades autónomas (entre otras, Madrid, Andalucía, Comunidad Valenciana, Navarra y Asturias).
Participación en principales asociaciones y colaboración directa con Organismos, Comunidades Autónomas y Ayuntamientos.
Transporte marítimo, ferroviario y terrestre
-18% de emisiones $CO2$ con GNL en el transporte marítimo.
Entre 2 y 4 millones tCO2 evitadas en 2030 (proyecto LNGas hive).
En el sector ferroviario -20% de emisiones por recuperación de tráficos de carretera.
Proyecto Planta de Small Scale de GNL en Ravena (a través de Scale Gas) Proyecto CORE LNGas Hive Proyecto con Renfe
Hoja de Ruta vinculada a la Estrategia Europea del Hidrógeno, a la Hoja de Ruta del Gobierno de España...
Papel relevante de los TSOs en el plan de descarbonización de la UE
Importante rol de infraestructuras existentes en este periodo
Ejecución de nuevos proyectos e infraestructuras para la descarbonización
Aceleradores de mercado: Rol clave como generador de demanda y mercado que haga atractiva la entrada de más participantes que usen su infraestructura
Experiencia y capacidad técnica: Pueden ser facilitadores de principios de conversión rentables y servicios de gestión de la calidad del gas, garantizando al mismo tiempo la integridad del mercado y la diversificación de los suministros.
Cooperación entre TSO y DSO: Fundamental para una distribución adecuada: i) Intercambio de datos sobre la calidad del gas, especialmente en los casos de flujos bidireccionales ii) Coordinación transfronteriza en puntos de interconexión, asegurando el suministro y evitando la fragmentación del mercado.
Integradores de sistemas: Papel clave a largo plazo, con un mercado energético integrado (sistemas eléctrico y gasista), garantizando el desarrollo de instalaciones de gases renovables en condiciones no discriminatorias.
Impulsores de marcos regulatorios necesarios para llevar a cabo los primeros proyectos a escala industrial y desarrollar toda la cadena de valor del hidrógeno.
Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo 2050
$-90\%$ de emisiones GEI a 2050 vs. 1990
$10%$ restante absorbido por los sumideros de carbono
Hoja de Ruta del Hidrógeno
$4$ GW de potencia instalada de electrolizadores en 2030
25% del consumo de hidrógeno por la industria sea renovable en 2030
• Con ayuda de los planes europeos de recuperación, el hidrógeno renovable podría ser competitivo hacia final de la década, mucho antes de lo previsto hace unos pocos años, en los países con mayor recurso renovable.
España, por su elevado potencial de $\bullet$ generación solar y eólica, aspira a convertirse en un exportador de hidrógeno renovable al resto de Europa, e incluso, podría llegar a ser país de tránsito de hidrógeno verde procedente del Norte de África.
· Enagás, junto con los principales TSOs, ya trabaja para preparar el desarrollo a partir de 2025 de una red troncal europea dedicada a canalizar hidrógeno verde.
Propuesta de futura red de hidrógeno a 2040
* La estimación de la inversión necesaria se ha realizado de acuerdo a estudios internos e información compartida entre TSOs europeos en el marco de la iniciativa European Hydrogen Backbone, en la que participa Enagás, y su materialización se adaptará a la velocidad de desarrollo de las tecnologías y del mercado de hidrógeno.
▲ Potential H, storage: existing/new salt cavern
Potential H2 storage: Aquifer
$\star$ Citu, for orientation purposes (if not indicated as cluster alreadu)
Muchas gracias
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