Repsol ha presentado una Estrategia 2016-20 con el foco puesto en la neutralidad de caja en un escenario ácido (50 USD/b). Para ello, será clave el cumplimiento de sus objetivos de eficiencias (2.100 mln eur/año en ahorros y sinergias a partir de 2018, algunos ya implementados) y una correcta gestión de su portafolio (6.200 mln eur por desinversiones en activos no estratégicos y reducción de capex de Upstream del 38% vs 2014 hasta alcanzar el perfil de compañía deseado, 700.000-750.000 b/d de producción).

El plan presentado será autofinanciado (incluso en un escenario ácido, precios del crudo 50 USD/b) y le permitirá reducir deuda y mantener su atractiva política de dividendos (1 eur/acc en formato scrip, RPD 8%). En una primera aproximación, valoramos positivamente el plan 2016-20, que busca la neutralidad en el flujo de caja, adaptando para ello su capex al flujo de caja que sea capaz de generar en el complicado entorno actual de precios del crudo, y mantiene el foco en la mejora de eficiencia y en la desinversión de activos no estratégicos. El plan muestra asimismo el compromiso con el mantenimiento del grado de inversión (se emitirán los 3.000 mln eur de híbridos pendientes en 2016-17) y la retribución al accionista (1 eur/acc, formato scrip), y cualquier mejora sobre el escenario base tendrá como destino prioritario la reducción de deuda. Reiteramos Sobreponderar.

Primeras impresiones

Repsol ha presentado hoy su Plan Estratégico 2016-2020, un plan que busca la creación de valor (vs anterior foco en crecimiento) en un contexto de bajos precios del crudo, preparándose para la siguiente etapa de crecimiento. Esta búsqueda de valor y de flujo de caja libre positivo en un escenario ácido (50 USD/b) se basará fundamentalmente en una reducción del capex, mayores eficiencias y una activa gestión del portafolio (desinversiones superiores a las esperadas). Con ello se conseguirá reducir el breakeven de flujo de caja libre después de dividendos a 60 USD/b en 2016-17 y 45 USD/b en 2018-20 a nivel de grupo (75 y 60 USD/b respectivamente en Upstream).

Para cumplir con el plan estratégico, será por tanto clave hacer una correcta ejecución en términos de desinversiones y eficiencias:

1) Gestión adecuada del portafolio: reducción Capex 2016-20 del grupo cercana al 40% vs 2014 y creación de valor a través de una gestión eficiente del portafolio (desinversiones de 6.200 mln eur). Esto supone una revisión adicional a la baja del capex (previo 5.000 mln eur/año, ahora 4.600 mln eur/año: 3.800 mln eur Upstream y 800 mln eur Downstream) y una sustancial revisión al alza de las desinversiones (ya superado el compromiso de 1.000 mln eur desde adquisición de Talisman). De los 6.200 mln eur de desinversiones, 3.100 mln eur en 2016-17 (incluyen 600 mln eur del negocio de gas canalizado vendido en 2015) y 3.100 mln eur en 2018-20. Toda la cartera es susceptible de venta, pero fundamentalmente activos de Upstream no vinculados directamente a Brent ni a Henry Hub (30% del total), de pequeña escala o alto coste breakeven, Downstream (Iberia y Latam) y Midstream (Norteamérica). El 30% de Gas Natural se sigue considerando una inversión líquida que proporciona opcionalidad financiera (a corto plazo, flujos de caja recurrentes, a medio plazo potencial de crecimiento).

2) Mejoras en eficiencia, con ahorros estimado de 2.100 mln eur/año (1.500 mln eur en menor opex y 600 mln eur en menor capex). Aquí se incluirían los 350 mln USD de sinergias de Talisman (que en julio se revisaron al alza desde 220 mln USD iniciales), y que ya están implementadas al 30%. A éstas se suma un nuevo programa de eficiencias por importe de 1.200 mln eur. El 50% del objetivo de costes está ya en proceso de implantación.

En su escenario base, contempla: Brent 65 USD/b 2016, 75 USD/b 2017, 85 USD/b 2018, 90 USD/b 2019, 92 USD/b 2020, gas Henry Hub 3,5 USD/Mbtu 2016, 4 USD/ Mbtu 2017, 4,6 USD/ Mbtu 2018, 4,7 USD/ Mbtu 2019, 4,8 USD/ Mbtu 2020 y 6,4 USD/b margen de refino. Sin embargo, gestionará la compañía asumiendo un escenario ácido (estresado): 50 USD/b Brent, 3,5 USD/ Mbtu Henry Hub y 6,4 USD/b margen de refino (28% inferior al margen medio 2015), con un objetivo de flujo de caja libre positivo después de dividendos (mantienen 1eur/acc formato scrip, RPD implícita 8%), apoyando el mantenimiento del grado de inversión.

Los movimientos de caja 2016-20e acumulados nos dejarían con una caja libre para dividendos y pago de deuda de 10.000 mln eur en el escenario ácido y 20.000 mln eur en el escenario base. Los dividendos (1 eur/acc, scrip, aceptación media del 50% en un escenario conservador vs 65% media histórica) supondrían unos 3.500 mln eur, por lo que quedarían 6.500 mln eur para el pago de deuda en el escenario ácido y 16.500 mln eur en el escenario base de la petrolera. Cualquier mejora sobre el escenario base comportaría un mayor CF libre que se dedicaría a reducir deuda y mejorar la política de dividendo.

1) Upstream: desde una producción en 3T15 de 651.000 b/d, la cartera de proyectos llevaría a una producción en torno a 900.000 b/d en 2020, por lo que existe margen para desinvertir y llegar a su tamaño óptimo de 700.000-750.000 b/d, incrementando el valor de cada barril que producen. El capex de Upstream se reducirá -35% en 2016-17 y -38% en 2018-20 tomando como base 2014, priorizando el capex en función del valor (reducción del capex en exploración a 1.000-900 mln USD/año vs 2.100 mln USD media 2011-14 Talisman+Repsol, menor en proyectos de mayor coste y menor valor, desinversión de activos no estratégicos). A ello se sumará una reducción de costes de 1.200 mln USD/año en 2018 (mitad capex y mitad opex). El objetivo, reducir el break even de flujo de caja libre del Upstream a 75 USD/b en 2016-17 y a 60 USD/b en 2018-20, mejorando el ROACE en 5 pp (+2,7pp por gestión del portafolio y +2,3pp por eficiencia).

2) Downstream: seguirá siendo la gran generadora de caja libre del grupo, en torno a 1.700 mln eur/año (media 2016-20 vs 1.300 mln eur en media 1012-15), apoyado en una reducidas necesidades de capex (800 mln eur/año en media, en línea con la amortización). Los márgenes esperados (6,4 USD/b en 2016-20) asumen un margen base 2,7+prima de Repsol 3 tras las mejoras en sus refinerías+0,7 eficiencia (objetivo de 500 mln eur/adicionales). ROACE 2016-20 > 15%.