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Red Eléctrica, clave para “Los Objetivos del 2020”
Plan estratégico 2011-2015
25 de febrero de 2011
Índice
Ejercicio 2010 en cifras
Plan estratégico 2011-2015
Nuestra visión para la próxima década
Ejercicio 2010 en cifras
DEMANDA PUNTA SIGUE EN MÁXIMOS RECUPERACIÓN DEMANDA ELÉCTRICA
Evolución del sector en 2010
Ejercicio 2010 en cifras 3
42,2 44,9 43,0 44,4 44,1 40,3 39,0 40,2 40,2 40,9
2006 2007 2008 2009 2010
GW
Invierno Verano
-6
-4
-2
0
2
4
ene-
09
feb-
09
mar
-09
abr-
09
ma y
-09
jun-
09
jul-0
9 a g
o-09
se
p-09
oc
t-09
nov-
09
dic-
09
ene-
10
feb-
10
mar
-10
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-10
jun-
10
jul-1
0 a g
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se
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oc
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nov-
10
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10
ene-
11
% Móvil Corregida móvil
• Record histórico de punta de verano el 19 de julio de 2010: 40.934 MW.
• La Demanda peninsular finalizó el 2010 con un crecimiento del 2,9 %.
• Perspectiva de crecimiento de demanda tanto en 2011 como en el medio plazo en torno al 2 %.
Logros de Red Eléctrica en 2010
• Resultados financieros y operativos superando los objetivos.
• Completado modelo TSO con la adquisición activos transporte.
• Record de inversiones.
• Avance en integración de energía renovable.
• Mantenimiento calificación crediticia. Refinanciación parcial a largo plazo del préstamo puente para adquisición de activos.
Ejercicio 2010 en cifras 4
CIFRA DE NEGOCIOS (€m)
Resumen de resultados
Importe total inversiones del ejercicio ascendieron a €2.309m: € 865m relativas a nuevos desarrollos
Ejercicio 2010 en cifras 5
949 1.031 1.126 1.200
2006 2007 2008 2009 2010
EBIT (€m)
BENEFICIO NETO (€m)
652 723 772 846 1.002
2006 2007 2008 2009 2010
EBITDA (€m)
402 472 525 545
689
2006 2007 2008 2009 2010
200 243
286 330
2006 2007 2008 2009 2010
TACC 2006 – 2010: 10 % 16 %
TACC 2006 – 2010: 14 % TACC 2006 – 2010: 18 %
18 %
TACC 2006 – 2010: 11 % 18 %
1.397
390
Solidez financiera
Ejercicio 2010 en cifras 6
INMOVILIZADO MATERIAL BRUTO (€m)
DEUDA NETA (€m)
EVOLUCIÓN RATIOS COBERTURA
EVOLUCIÓN ENDEUDAMIENTO
6.677 7.282 7.926 8.661
2006 2007 2008 2009 2010
2006 2007 2008 2009 2010
2.644 2.697 2.929 3.122
Deuda relativa a adquisiciones
2009 2010
Apalancamiento (D/D+FF.PP.) 68 % 74 %
Coste medio de la deuda 3,5 % 3,2 %
Calificación crediticia AA-/A2 AA-/A2
2009 2010
Deuda neta / EBITDA 3,7 x 4,7 x
EBITDA / Intereses 7,5 x 7,7 x
10.981
4.757
Plan estratégico 2011-2015
Principales líneas estratégicas
Plan estratégico 2011-2015 8
DESARROLLO PLAN DE INFRAESTRUCTURAS E INTEGRACIÓN
ACTIVOS ADQUIRIDOS
INTEGRACIÓN RENOVABLES & GESTIÓN DE LA DEMANDA
EFICIENCIA OPERATIVA &FORTALEZA FINANCIERA
EXCELENCIA EN LAS OPERACIONES
REVISIÓN PLAN DE INFRAESTRUCTURAS 2008-2016
Desarrollo del plan de infraestructuras
• En noviembre 2010 se ha realizado una actualización del Plan de Infraestructuras 2008-2016:
• Se incluyen nuevas instalaciones por importe de €238 m necesarias para la operación del sistema.
• Se aplazan instalaciones por importe de €1.400 m, asociadas exclusivamente al suministro de demanda.
• Las instalaciones aplazadas se reconsideraran en la nueva Planificación 2012-2020, en la que actualmente se trabaja.
Plan estratégico 2011-2015: Desarrollo plan de infraestructuras e integración activos adquiridos 9
9.220 8.057 2.707
5.350
Plan Nacional Infraestructuras
Revisión 2010 Plan revisado Inversiones 2007-2010
Pendiente 2011-2016
Mn €
€ 238m Nuevas necesidades € 1.401m Inversiones aplazadas
INVERSIÓN DE RED ELÉCTRICA EN LA RED DE TRANSPORTE (€M) AVANCE PLAN A 5 AÑOS
Plan inversiones 2011-2015
Plan estratégico 2011-2015: Desarrollo plan de infraestructuras e integración activos adquiridos
10
REE invertirá € 4.000m en el periodo 2011-2015
% sobre inversión total
Doc. Inicial e Impacto
Ambiental 57 %
Autorización Administrativa
24%
En Construcción
19 %
510 608 614
735 865 800
2006 2007 2008 2009 2010 2011-2015E
INGRESOS TRANSPORTE REE TARIFA 2010 vs. 2011
REE ha completado con éxito el modelo TSO
11
2010 2011
Fuente: Orden Ministerial 3353/2010 de 28 de diciembre del 2010.
Ingresos por adquisiciones
1.181 1.300
189
Mn €
10 %
Plan estratégico 2011-2015: Desarrollo plan de infraestructuras e integración activos adquiridos
• Procedimiento de adquisición completado con éxito.
• REE ya cuenta con 100 % de los activos extra peninsulares.
• Integración activos Endesa desde 28 de julio de 2010, Gas Natural-Fenosa desde 1 de diciembre de 2010 e Hidrocantábrico desde el 1 enero 2011.
1.489
Integración de activos
• Contrato de Disponibilidad de Asistencia Técnica por un plazo de cuatro años y un importe total de 66 millones de euros.
• Plan de renovación de instalaciones y adecuación del sistema de protecciones.
• Telecontrol por medios propios en 100 % de las instalaciones en el periodo.
Plan estratégico 2011-2015: Desarrollo plan de infraestructuras e integración activos adquiridos
12
0%
1%
2%
3%
4%
2006-2009 2009-2015E
Evolución Margen EBITDA REE (%)
300 pp.bb.
• Fin contrato de asistencia técnica. • Reparto de costes sobre mayor
base de activos.
180 pp.bb.
Mejora margen EBITDA tras finalización de integración de activos
Integración de renovables
Plan estratégico 2011-2015: Integración de Renovables y Gestión de la Demanda
13
POTENCIA INSTALADA PENÍNSULA (GW)
POTENCIA INSTALADA ISLAS (MW)
COBERTURA DEMANDA PENINSULAR 2010
TACC 2006-2010: 18 %
0,1 0,6
3,0 3,4
4,1
2,9 3,0
3,1 3,1
3,0
2006 2007 2008 2009 2010
26,7 24,6 22,0
17,7 14,5
136 144 146 146 146 8 34
146 153 180 73
76
76 76 117
2006 2007 2008 2009 2010
TACC 2006-2010: 20 %
217 254 369 375
444
REDUCCIÓN DESCONEXIONES EÓLICAS
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
0
20
40
60
80
100
2005 2006 2007 2008 2009 2010 Nº Pérdidas >100 MW
Núm
ero
de P
érdi
das Potencia Instalada (M
W)
Exigencia de soportar huecos de tensión desde
Enero 2008
Nº Pérdidas > 100 MW Potencia Instalada (MW)
CCGT 23 %
Renovables 35 %
Cogeneración 12 %
Nuclear 21 %
Carbón 8 % Fuel/gas 1 %
Solar 2 %
Eólica 16 %
Hidráulica 14 %
otras renovables
3 % +1 %
+144 % +14 %
+2 % +118 % +13 %
EÓLICA SOLAR OTRAS RENOVABLES
FLUJO DE CAJA vs. DIVIDENDOS E INVERSIONES
DETALLE VENCIMIENTO DE DEUDA
Fortaleza financiera
31 de diciembre de 2010: €825m de liquidez disponible a largo plazo y € 294m a corto plazo
Plan estratégico 2011-2015: Eficiencia operativa & fortaleza financiera 14
144
832 844
51 308
2011 2012 2013 2014 2015
1.119
300
Vencimiento medio de 6 años
Fuentes de liquidez
*
* Tras emisión 4 febrero en el Euromercado por € 600m, vencimiento en 7 años
Mn € Mn €
2011E 2012E 2013E 2014E 2015E Dividendo Inversión Flujo de caja
EVOLUCIÓN DE RATIOS FINANCIEROS
Fortaleza financiera
• Tras la adquisición, ratios financieros más fuertes que en transacciones anteriores.
• REE comprometida a fortalecer sus ratios crediticios.
Plan estratégico 2011-2015: Eficiencia operativa & fortaleza financiera
15
5,5x
4,0x
4,7x
3,8x
4,7x
3,5x
2002
Med
ia
2003
-200
4
2005
Med
ia
2006
-200
9
2010
Med
ia
2011
-201
5E
Deu
da N
eta
/ EB
ITD
A
EVOLUCIÓN BPA
Objetivos financieros
Plan estratégico 2011-2015: Objetivos Financieros
16
EVOLUCIÓN DPA
>12 %
>15 %
2011 2012 2013 2014 2015
BPA
€
• Mantenimiento ritmo de crecimiento en el corto plazo.
• Crecimiento BPA > 12 % por año en el medio plazo.
• Crecimiento de dividendo en línea con aumento BPA.
58%
60%
62%
64%
66%
Media 1999-2004
Media 2005-2009
2010
€ 1,88 DPA
Payo
ut
INVERSIONES 2011-2015: €4.000m
Nuestra visión para la próxima década
REDES
20 % REDUCCIÓN EMISIONES, 20 % REDUCCIÓN ENERGÍA PRIMARIA, 20 % ENERGÍA DE ORIGEN RENOVABLE
Redes eléctricas: Piedra angular de la política europea
Plan estratégico 2011-2015: Directiva europea para 2020. Papel esencial de las redes 18
Proyectos prioritarios • Cruce de dos o más fronteras. • Beneficios a nivel Europeo
(supranacionales). • Aplicación nuevas tecnologías • Autopistas de electricidad.
MERCADO ÚNICO ELECTRICIDAD
SIGLO 21
EFICIENCIA
ENERGÉTICA
INNOVACIÓN
RENOVABLES
Fuente: Electric Power & Natural Gas Industry Vision 2020. Mckinsey
.
Premisas para el desarrollo Redes Eléctricas • Estabilidad regulatoria
y retornos adecuados. • Acceso a mercado de capitales. • Aceptación social de las
instalaciones.
Bn €
0 200 400 600 800 1000
Total
Transporte & Distribución
Hidro
Nuclear
Carbón y Gas
Renovables 320
50
50
<5 257-281
679-703
Implicaciones en España objetivos renovables 2020
Nuestra visión para la próxima década
• El plan nacional de energías renovables implica que el 40 % de la generación eléctrica se realizará con fuentes renovables.
• Especial importancia a las instalaciones transfronterizas y a las autopistas eléctricas: Nuevas interconexiones con Francia y estudio posible interconexión con Reino Unido.
Plan estratégico 2011-2015: Visión para próxima década 19
Fuente: Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España 2011-2020, junio 2010
MW Consumo final energías renovables (ktep) 2016 2020
Generación eléctrica 10.002 12.903
Calefacción/refrigeración 4.651 5.654
Transporte 3.004 3.885
Total Renovables 17.403 22.057
Consumo final energía bruta final 95.078 97.041
% Energías Renovables/Energía Final 18,3 % 22,7 %
Inversiones en red de transporte seguirán siendo claves después de 2016
`Potencia instalada 2020 Fuente: Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España 2011-2020, junio 2010
Eólica terrestre 35.000
Eólica marina 3.000
Solar FV 8.367
Solar térmica 5.079
Resto Renovable
1.737
Hidráulica renovable
16.662
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