El "downstream" mejora más de lo previsto, apoyado en unos elevados márgenes de refino, mientras que el "upstream" registra un resultado más negativo de lo esperado, lastrado por la caída del precio del crudo y la mayor exposición al negocio tras la incorporación de Talisman (8-mayo). A destacar un trimestre más en positivo la estabilidad de resultados de Gas Natural (participación del 30%).
En la conferencia (13h), esperamos pocas novedades tras la reciente presentación de su Plan Estratégico 2016-2020 (15 octubre), un plan con el foco puesto en la neutralidad de caja en un escenario ácido (50 USD/b). Recordamos que esta búsqueda de valor y de flujo de caja libre positivo en un escenario de bajos precios del crudo se apoya fundamentalmente en mayores eficiencias (2.100 mln eur/año en ahorros y sinergias a partir de 2018, algunos ya implementados) y una activa gestión del 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).
El objetivo sería 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"). Por tanto, la correcta ejecución de las eficiencias y las desinversiones será clave para el cumplimiento de objetivos y por tanto para que la cotización lo siga recogiendo de forma positiva, tras una revalorización superior al 20% desde mínimos. Esperamos reacción negativa de los títulos en el corto plazo. Reiteramos Sobreponderar.
Destacamos:
Upstream. Resultado impactado por la caída del precio del crudo (-50% interanual y -18% vs 2T15) y el precio del gas (-32% i.a. +7% intertrimestral). Estas caídas se ven parcialmente compensadas por la apreciación del 17% del USD vs Eur. En cuanto a la producción, se incrementa hasta 651 kbep/d (+78% interanual y +24% intertrimestral al incluir Talisman desde el 8-mayo). En negativo pesan también los mayores gastos exploratorios y la ausencia de producción de Libia.
Downstream. Lo más relevante es que los márgenes de refino se mantienen cerca de los máximos históricos, en 8,8 USD/b vs 9,1 USD/b en 2T15, +126% interanual. Elgrado de utilización mejora hasta 94,5% (vs 89,1% en 2T15 y 84,8% en 3T14) y de conversión hasta 106,4% (vs 105,1% en 2T15 y 106,6% en 3T14). De cara al 4T, los márgenes de refino en España se han situado en octubre en torno a 7 USD/b para volver a repuntar en noviembre a 8,5 USD/b. El negocio de Química mejora en 3T por las mejoras operativas y las mayores ventas y márgenes, un comportamiento positivo que también se produce en el negocio de GAS&Power y Trading.
Gas Natural Fenosa. Mantiene su sólida aportación a los resultados de Repsol, con un incremento de +12% en Resultado Neto Ajustado, fundamentalmente por la contribución de la filial chilena CGE, que compensa los menores resultados del negocio de comercialización de gas y la menor contribución de los negocios de distribución de gas y electricidad en Latinoamérica.
La deuda neta se sitúa en 13.123 mln eur, en niveles similares a jun-15, y con un crecimiento sustancial vs dic-14 derivado de la adquisición de Talisman (8.0005 mlneur) y la consolidación de su deuda (4.500 mln USD el 8 de mayo).
Esperamos que Repsol reitere su objetivo 2015 de EBITDA a CCS en 5.200-5.450 mln eur y que la deuda neta permanecerá al mismo nivel que al inicio de 2015 una vez descontado el efecto de la adquisición de Talisman. A nivel de beneficio neto ajustado a CCS, espera un resultado anual de 1.600-1.800 mln eur. Con resultados no recurrentes y el efecto patrimonial, resultado neto estimado de 1.250-1.500 mln eur, que incluyen provisiones por valor de 443 mln eur después de impuestos, que Repsol ha incluido en sus resultados 3T15 por el deterioro del valor de sus activos de Gas &Power y de sus activos no convencionales del yacimiento Mississippian Lime, ambasen Norteamérica. Esto, junto al efecto patrimonial de -272 mln eur después de impuestos, ha sido parcialmente compensado por las plusvalías de 338 mln eur después de impuestos en las ventas de CLH y de licencias exploratorias en Canadá.
