Repsol (Sobreponderar), una vez cumplidos/superados todos los objetivos del anterior plan (2016-20), actualizará su estrategia en un Día del Inversor el próximo 6-junio. Los principales puntos de atención serán sus objetivos a 2020 (capex, generación caja, dividendos) y el uso de los fondos obtenidos con la venta del 20% de Gas Natural.

Como anticipo, la compañía ya ofreció las guías básicas: 1) en Upstream, incrementar los márgenes, aunque también con cierto crecimiento en volúmenes (+50.000 b/d hasta 2020 y sin tener en cuenta sus proyectos ACDC: Alaska, Campos 33, Duvernay y CPO-9); 2) en Downstream: mantener liderazgo en márgenes en Refino y Petroquímica y con posibilidades de expansión en Marketing, GLP y Gas&Power. Podría verse beneficiada por la IMO 2020 (nueva regulación sobre transporte marítimo que entra en vigor en 2020 y según la cual hay que reducir los niveles máximos permitidos de sulfuro y otros contaminantes usados en los combustibles marinos, por lo que la elevada conversión de las refinerías de Repsol le sitúa en buena posición de partida); y 3) Eficiencias: una vez superados los objetivos 2018 (2.400 mln eur alcanzados vs 2.100 mln eur objetivo), la siguiente fase pasa por la digitalización, esperando +300 mln eur en CF libre para 2020, con impacto tanto en Upstream como en Downstream y Corporate.

Mantendrán también su flexibilidad financiera, con el objetivo de asegurar el grado de inversión (BBB estable). Consideran adecuada una DN/EBITDA en torno a 1,1x, en línea con las competidoras europeas; a dic-17 Repsol 0,95x que tras la venta de Gas Natural se rebaja a 0,4x. En este contexto, uno de los focos de atención estará en el posible destino de los fondos obtenidos con la reciente venta del 20% de Gas Natural a CVC-Alba por 3.816 mln eur. El destino estará más orientado a crecimiento orgánico (Upstream, Downstream ¿química?), aunque podría entrar en nuevos negocios de gas (no regulado) con el objetivo de seguir reduciendo la huella de carbono. Pero sin prisa, y siempre bajo la premisa de que la rentabilidad supere su coste de capital, apalancándose en sus capacidades y su actual base de clientes y buscando nuevas oportunidades en negocios de alta rentabilidad de Gas&Energía (excluyendo distribución) y renovables. El objetivo último es transformar en EBITDA el dividendo que antes percibían de Gas Natural (300 mln eur/año).

Recordamos asimismo la Guía 2018 que proporcionó la petrolera (hipótesis de 59 USD/b Brent, conservadora y que podría elevar, tras 70 USD/b de media en lo que llevamos de ejercicio- y 3,5 USD/Mbtu Henry Hub): capex orgánico 3.400 mln eur, con un crecimiento en torno a +10% vs 2017 (2.400 mln eur Upstream vs 2.100 mln eur en 2017 y +10% en Downstream hasta 900 mln eur sobre una base 2017 de 750 mln eur); producción >700.000 b/d (en función de fluctuación de la producción en Libia y vs promedio anual 695.000 en 2017) con nuevos proyectos y "ramp-ups" compensando el declive natural del portfolio y desinversiones; margen de refino >6,4 USD/b (vs promedio 6,8 USD/b en 2017; en estos momentos se sitúan por encima del objetivo 2018) con paradas de mantenimiento en las refinería de Puertollano en 1T18 y en Tarragona en 2T18; EBITDA en torno a 7.000 mln eur (+6%e i.a. vs 6.580 mln eur en 2017) de los cuales en torno a un 60% vendría de Upstream 4.200 mln eur (+20%e vs 2017) y un 40% de Downstream 3.100 mln eur (-4%e vs 2017); incremento de dividendo hasta 0,90 eur/acc con cargo a 2017 (+18% i.a., no relacionada con la venta del 20% de Gas Natural, sino con la mejora operativa del negocio que permite breakeven CF a 50 USD/b tras pago de dividendo o recompra para compensar dilución), RPD implícita del 5,5% y recompra de acciones y posterior amortización para compensar el 100% del efecto dilutivo del scrip 2017/18. Atención a guía sobre dividendos futuros: no se descarta recuperar a medio plazo el nivel de 1 eur/acc que se abonaba antes de la compra de Talisman, especialmente si no se identifican inversiones atractivas.