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1. Contenido • Internacionalización del sector energético • Los desafíos para seguir siendo una referencia mundial • El camino hacia la solución: la apuesta por el largo plazo

2. La internacionalización del sector energético español • La experiencia en distribución, transporte y gestión de redes de gas y electricidad de las empresas españolas les permitió exportar su modelo de negocio a Latinoamérica, en la década de los 90’s. • Tras la internacionalización de la distribución, se sumó el de la generación y otros negocios, que han contribuido al crecimiento de las empresas españolas. • Todo ello ha redundado en la imagen de España en el exterior.

3. La internacionalización empieza en casa:knowhowy competitividad • Las palancas de internacionalización de las empresas energéticas españolas ha sido su: • Knowhowdiferenciador para competir, y exportar calidad. • Capacidad de adaptación a los diferentes países. • Competitividad/eficiencia. • La distribución en España, una de las más competitiva de Europa.

4. Competitivos en distribución de gas Retribución de distintos operadores de redes europeos En función del número de clientes (€/cliente) En función del consumo (€/MWh) ~25% Promedio Promedio ~20% La retribución de la distribución por cliente en España es un ~20% inferior a la media de otros operadores europeos, y un ~25% inferior por MWh consumido Fuente: CapgeminiConsulting (estudio ciego donde no se incluye el nombre de los operadores y su país excepto España

5. Competitivos en distribución eléctrica Comparativa de costes de distribución 2010 según informe KPMG €/cliente €/MWh Miles €/km En marzo de 2012 el RDL 13/2012 redujo esta retribución en un 10% Promedio: 237 €/cliente Promedio: 19 €/MWh Promedio: 6,2 miles €/km Los costes de distribución en España están por debajo de la media europea independientemente de la métrica que se utilice para medirlo Fuente: KPMG – “Estudio sobre el modelo retributivo de la actividad regulada de distribución de energía eléctrica en Europa”; CNE (datos España 2010, Orden ITC 3519/2009)

6. Competitivos por calidad a pesar del complejo mix de generación X X Europa x2 (1) Fuente: Análisis BCG. El coste hace referencia a los costes reconocidos en los peajes de transporte y distribución. Datos 2011. (2) Fuente informe CEER y elaboración propia. Datos 2010, salvo España 2011.

7. Peso del negocio eléctrico en España para las empresas del sector Cifra de Negocios de la Actividad Eléctrica en España (UNESA) y de otras actividades 1998-2012 (*) (%) En la última década la contribución del negocio eléctrico en España se ha reducido a la mitad, representando en 2012 el 31% de la cifra de negocio de las empresas del sector (*) A partir de 2009 se considera fusionadas Gas Natural y Unión Fenosa Fuente: Memoria Estadística de UNESA y Elaboración Propia.

8. Peso del negocio eléctrico en España para las empresas del sector Estructura del Resultado Neto de Explotación (EBIT) (%) 41% Desde finales de los 90’s,la contribución del negocio eléctrico en España se ha reducido a la mitad, representando en 2012 el 41% del resultado neto de explotación EBIT de las empresas del sector Fuente: UNESA .

9. Análisis patrimonial de las empresas del sector eléctrico español (31/12/2005)Según informe “la situación de la actividad económico financiera de la actividad eléctrica en España” de UNESA (31/12/2011)Estimación Memoria UNESA 2011 92.420 M€ 92.420 M€ Pasivo corriente A. Circulante 63.384 M€ 63.384 M€ A. Circulante Pasivo corriente Pasivo no corriente1 Inmovilizado Pasivo no corriente Inmovilizado FFPP FFPP La deuda neta del sector eléctrico español asciende a 39.1061 M€, de los que 9.664 M€ están asociados a la financiación del déficit2 Fuente: La situación económico financiera de la actividad eléctrica en España 1998-2010 elaborado según criterio de consolidación de Ernst & Young y Memoria 2011 UNESA 1 - La cifra de endeudamiento neto incluye algunos pasivos corrientes 2 - Estimación Memoria UNESA 2011

10. Fuentes de financiación Fuentes de financiación de los activos eléctricos nacionales en el período 2005-2010 (%) Durante los últimos 6 años, las empresas del sector han invertido en España 33.732 M€, para lo cual han necesitado aumentar su endeudamiento financiero en 24.114 millones de euros Fuente: La situación económico financiera de la actividad eléctrica en España 1998 - 2010 UNESA

11. Datos contables del ejercicio 2011 Beneficio después de impuestosReal 2011 (M€) (a) Pendiente de imputar a las negocios Fuente: Memoria 2011 UNESA (Iberdrola + Endesa + Gas Natural Fenosa + Hidrocantábrico + E.on)

12. Esfuerzo inversor y creación de empleo Inversiones en la actividad eléctrica en España (M€) Las empresas del sector eléctrico han invertido en el periodo 2006-2011 un total de 32.041 millones de euros y dan empleo directo a 75.000 personas Fuente: La situación económico financiera de la actividad eléctrica en España 1998-2010 y Memoria 2011 UNESA * Estimación Memoria UNESA 2011

13. Esfuerzo inversor en cinco años (2006-2010) Inversión material / EBITDA (2006-2010) (%) El esfuerzo inversor de las empresas eléctricas que desarrollan su actividad en España (UNESA), es similar a la media de las grandes empresas europeas Fuente: La situación económico financiera de la actividad eléctrica en España 1998-2010 UNESA

14. Evolución de la potencia instalada +156% Potencia instalada por tecnología en España1(GW) Peso2012 Variación 2005-2012 Crecimiento anual 08-12+3,1% 102,5 Crecimiento anual 05-08+7,5% Rég. especial2 No Renovable Renovable 37% +91% 100,4 97,4 93,7 7% +23% • 41% de la capacidad está subvencionada • El 47% de la capacidad es renovable 90,6 86,0 30% 78,5 73,0 +2% 12% Carbón Nacional subvencionado3 Nacional sin subvención Importación +4% +1% +7% 17% Hidro +7% -78,0% Fuel 1% +107% 25% Gas natural(ciclos combinados) 0% Nuclear 8% 4 Total 100% +38% 1.- Excluye Extrapeninsular (Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla) 2.-Tecnologías subvencionadas: Régimen Especial y carbón de origen nacional 3.- Carbón nacional adscrito al RD del carbón 4.- Avance 2012 REE Informe Sector Eléctrico Español(Cierre de año con datos estimados a 14 de diciembre) Fuente: REE

15. Evolución de la generación bruta Generación Bruta en España1(TWh) Crecimiento anual 06-08+2,8% Peso2012 Variación 2006-2012 Δ 11-12+1,6% Δ 08-09-5,6% Δ 10-11-2,7% Δ 09-11+3,2% 286,4 280,2 279,2 276,0 271,0 270,4 271,7 103% 37% Rég. Especial2 No Renovable Renovable • 44% de la energía está subvencionada • El 32% de la energía es renovable 12% 73% 122% 25% Carbón Nacional subvencionado3 Nacional sin subvención Importación 20% 7% 4% 9% -17% -23% Hidro 7% Fuel 0% -100% Gas natural(ciclos combinados) 14% -39% Nuclear 22% 2% 1,8% Total 100% 1.- Excluye Extrapeninsular 2.-Tecnologías subvencionadas: Régimen Especial y carbón de origen nacional 3.- Carbón nacional adscrito al RD del carbón Fuente: REE 15

16. Variación de la demanda eléctrica en España Evolución de la demanda peninsular en España (TWh) Variación de la demanda eléctrica 2008 -2012 (%) Δ08-09-4,9% Crecimiento anual 05-08+2,5% Alemania España Italia UK Francia Δ 09-10+3,4% Δ 11-10-2,1% Δ 11-12-1,3% Fuente: REE, Variación demanda total b.c. sin incluir corrección por efectos temperatura y laboralidad y PIRA 16

17. Las diferentes tecnologías entran en funcionamiento en función de su posición en la orden de mérito Evolución del hueco térmico1en España2(% sobre generación bruta) Orden de mérito del mercado eléctrico en España Última tecnología en cubrir demanda • Resto térmicas: • Gas natural • Carbón no nacional • Fuel (peso muy bajo) Volumen indeterminado y fijan el precio mayorista de la electricidad Hueco Térmico  • Hidráulica Volumen determinado y son tomadoras de precio • Nuclear El sistema está obligado a comprar toda la energía generada por el régimen especial y el carbón nacional a un precio primado • Régimen Especial • Carbón nacional Tecnología que cubre demanda primero 3 4 5 1.- Hueco térmico. Porcentaje de la energía generada por las tecnología térmicas convencionales que compiten en el mercado libre 2.- Datos generación eléctrica peninsular 3.- No se incluyen 18.893 GWh de carbón nacional acogidos al real decreto del carbón al no competir en mercado libre. 4.- No se incluyen 20.264 GWh de carbón nacional acogidos al real decreto del carbón . 5.- Datos a 30 de Mayo. No se incluyen 3.907 GWh de carbón nacional (el real decreto marca un volumen máximo de 8.932 GWh para el primer semestre de 2013) Fuente: REE 17

18. Planificación energética vs. capacidad real instalada Potencia instalada de ciclos combinadosde gas naturalreal 2011 vs. prevista 2011 en Planificación 2005 (1) (MW) • Potencia instalada de generación de energías renovables* real 2011 vs. prevista 2010 en Plan Energías Renovables 2005 (2) (MW) Potencia instalada de generación solar fotovoltaicareal 2011 vs. Prevista 2010 en Plan Energías Renovables 2005 (2) (MW) -10% +22% +976% GAS NATURAL (ciclos combinados) ENERGÍAS RENOVABLES ENERGÍA FOTOVOLTAICA • (1) Planificación de sectores gas y electricidad 05-11 aprobada en Consejo de Ministros el 31 de Marzo de 2006 • (2) Plan de Energías Renovables 2005-10 aprobado en Consejo de Ministros el 26 de agosto de 2005 * Incluye eólica y solar Nota: la potencia fotovoltaica instalada es a Septiembre de 2010, según datos de CNE Fuente: REE; MITyC y CNE

19. Los precios medios de la electricidad desde 1998 se han reducido en términos reales un 8% Fuente: UNESA

20. El precio de mercado (la generación en Régimen Ordinario) se ha reducido un 26% entre 2008 y 2012 Precio electricidad mayorista España (c€/kWh) Precio 2008 6,4 c€/kWh Variación 08-abril13: -72% Variación 08-10:-42% Precio 2011 5,0 c€/kWh Precio 2012 4,7 c€/kWh Precio 2010 3,7 c€/kWh Precio 2009 3,7 c€/kWh Precio 2013 3,5 c€/kWh abr-13 Fuente: OMEL Mercado Diario (precio aritmético)

21. Precios de mercado de la electricidad en Europa Precio electricidad mayorista Europa1 (€/MWh) Fuente: GestoreMercatiEnergetici, JP Morgan, Elexon, OMEL Mercado Diario 1- Precio aritmético 2- Dinamarca, Noruega, Suecia y Finlandia

22. Desglose de los costes del sistema eléctrico Costes del sistema eléctrico 2012 (%) Costes propios del sistema ~51% Costes asociados ~49% 8.684 M€ 43.303 M€ 12.515 M€ 6.522 M€ 15.582 M€ Sólo la mitad de los costes totales son costes propios del sistema • Fuente: Elaboración propia • Costes de producción calculados como el producto de la demanda en cliente por el precio de mercado en 2012 + SSCC+Pérdidas + Pagos de capacidad de clientes , diferenciado por segmentos de clientes • Tasa impositiva : Impuesto eléctrico (1,05113*4,864%) + IVA del 18% hasta septiembre y del 21% a partir de septiembre, calculado bajo la hipótesis que la recaudación del cliente es igual al coste total de acceso (es decir, déficit cero)

23. Estructura de costes del sistema eléctrico Costes sistema eléctrico controlados y fijados por el Gobierno 2012 incluidos en la tarifa de acceso (M€) Peso2012 8% 26% -1% 60% -4% 12% 100% Las subvenciones previstas para 2012 alcanzan un 60% de los costes controlados por el Gobierno incluidos en la tarifa de acceso (a) Los ingresos que cobran los generadores por este concepto no se aplican en su totalidad y se usan para cubrir el déficit (b) Corresponde al pago de los vencimientos e intereses de la deuda acumulada

24. Subvenciones 2012 incluidas en la tarifa de acceso Subvenciones 2012 incluidas en la tarifa de acceso Evolución de las primas al régimen especial y de la compensación extrapeninsular2(M€) Peso2012 75% 23% 8% 18% 16% 9% 1% 14% 4% 4% 2% 100% Las primas al régimen especial supondrán en 2012 un 75% del total de subvenciones • 1- Datos según liquidación 12 CNE • 2.- Importe incluido en tarifa de acceso, no se incluye la parte repercutida a los PGE • Fuente: CNE

25. Retribución de tecnología en Régimen Especial ~ x8 • Precio medio mercado eléctrico español diario 2012 OMIE ~ x7 ~ x2,5 ~ x3 ~ x2 ~ x2 47€/MWh Notable diferencia en primas entre las tecnologías solares y resto del Régimen Especial • Fuentes: OMIE, CNE

26. Evolución de las primas al Régimen Especial Evolución de las primas al régimen especial(M€) 8.913 Variación 04-13: +617% 8.519 7.134 6.985 6.214 3.372 2.285 1.785 1.243 1.245 Las primas al régimen especial han aumentado un 617% en los últimos 9 años • Fuente: CNE

27. Déficit de tarifa: el tema sobre el que nos preguntan en el extranjero 5.500 Evolución del déficit de tarifa en M€ 3.000 • Límite de déficit según RD 14/2010 • Límite de déficit según RDL 6/2009 (a) (a) (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) Fuente: MITyC , CNE y estimación propia Incluye déficit extra-peninsular distribuido uniformemente en el periodo 2003-2005 Déficit Peninsular reconocido en el RD 485/2009 (2.280 M€). Déficit extrapeninsular reconocido en el RD 437/2010 (746 M€) Déficit Peninsular liquidación 14/2007. Déficit extrapeninsular reconocido en el RD 437/2010 (347 M€) Déficit Peninsular liquidación 14/2008, se aplica minoración de ingresos de CO2 -1.179 M€ (4.641 M€). Déficit extrapeninsular reconocido en el RD 437/2010 (467 M€) Déficit Peninsular liquidación 14/2009, se aplica minoración de ingresos de CO2 1S09 -316 M€ Déficit Peninsular liquidación 14/2010 Déficit Peninsular liquidación 14/2011 Déficit Peninsular liquidación nº12/2012 de la CNE. No incluye el extradéficit del ejercicio anterior 1.274 M€, con lo que el Déficit final se situaría en 5.271 M€ Según Propuesta de OM de peajes de febrero 2013 con RDL 2/2013 y Anteproyecto de Ley 15/02/2013

28. Financiación del déficit tarifario eléctrico(Situación a 31 de marzo de 2013) Déficit pendiente de pago (M€) Déficit en Balance de empresas a 31/03/2013 Del déficit pendiente a 31 de marzo de 2013 a Gas Natural Fenosa le corresponden 711 M€ (13,75%) 1.- Las titulizaciones incluyen la última realizada con fecha de cobro el 31/03/2013 2.- Se incluyen los cobros de las anualidades correspondientes hasta el 31/03/13 según se establece en el RD437/2010 (en el caso del Déficit 2011 tendríamos exceso de cobro) 3.- Déficit en origen de 2012 considerado 5.271 M€, ya titulizado 1.500 M€

29. Evolución del déficit y de las primas al Régimen Especial Evolución del déficit tarifario y las primas al régimen especial(M€ acumulados) Fuente: MITYC y CNE

30. Evolución de la demanda gasista 2006-2012 Evolución de lademanda de gas por tipo de consumo (bcm) Variación 2006-2012 Peso 2012 35.1 38.6 34.5 34.5 32.0 31.2 -7 % Total 33.6 23% Generación -37% Convencional 77% +8% 61% Gran Consumo +8% Comercial / residencial 16% +10% La demanda total de gas natural en España ha sufrido en los últimos seis años un descenso del 7% debido al menor consumo en la generación eléctrica Fuente: Sedigas, Enagas y CNE

31. Demanda de gas natural industrial Consumo Evolución delconsumo de gas industrial por uso (bcm) Peso sobre total 2011 Variación 2006-2011 18.1 18.0 17.4 15.9 17.2 17.7 +2% 62% -1% 30% +61% +9% -49% 8% La demanda industrial de gas se ha mantenido fundamentalmente debido a que la cogeneración se ha dedica cada vez más a verter la electricidad generada a la red Fuente: MINETUR, ACOGEN, Sedigas, Enagas y CNE *Se incluye usos energéticos y no energéticos de gas natural industrial, agricultura y transporte Nota: gas consumido en cogeneración (tanto para consumo propio como para verter a la red) calculado asumiendo eficiencia eléctrica del 33%.

32. Demanda de gas natural en generación eléctrica - ciclos combinados Utilización de los ciclos combinados en España* (Horas) 50% 49% 46% 41% 31% 39% 23% 17% 13% *Incluye extrapeninsular ** Enero – Abril 2013 (horas equivalentes anuales) La drástica reducción de las horas de utilización de los ciclos combinados en los últimos años se ha traducido en una importante caída de la demanda de gas natural Fuente: REE 32

33. Desglose costes del sistema gasista Costes del sistema gasista 2013 Costes propios ~80% Costes asociados ~20%  16.521 M€  2.867 M€  450 M€ 3.194 M€  10.010 M€* Total impuestos: 3.317 M€ Más impuestos que costes de infraestructura La gran mayoría de los costes del sistema gasista son propios Fuente: Elaboración propia. *Precio empleado de 28,6 € (subasta último recurso de abril – RBN) Medidas fiscales del RD 15/2012 (céntimo verde de 0,65 €/GJ) Se corresponde con el 21% de IVA. 33

34. Desglose costes de infraestructuradel sistema gasista Costes de la infraestructura del sistema gasista (2013) 46% 3.194 30% 6% 18% Casi la mitad de los costes de infraestructura se corresponden con la distribución Fuente: Elaboración propia. 34

35. Medidas adoptadas por el Ministerio para reducir el déficit de tarifa • Real Decreto-Ley 1/2012 • Se suspenden temporalmente los incentivos económicos para las nuevas instalaciones del régimen especial (renovables y cogeneración) aún no inscritas en los prerregistros • Su efecto económico no será inmediato, la mayor parte de la capacidad termosolar ya está inscrita en el registro y provocará un incremento de las primas en los años inmediatos • Real Decreto-Ley 13/2012 • Reducción de costes del sistema, mediante recortes a actividad de transporte y distribución, pagos por capacidad, interrumpibilidad y otros (CNE, OS, IDAE): -€1.764 millones • Incremento de las tarifas para cumplir con las sentencias del Tribunal Supremo: +€1.392 millones • Real Decreto-Ley 20/2012 • Reducción de la retribución al Transporte al no considerar los activos amortizados y a las centrales de generación en sistemas extrapeninsulares (SEIE): -M€150 • Inclusión en los peajes de acceso de suplementos territoriales que cubran los tributos de las CCAA o recargos sobre tributos estatales • Progresividad en los peajes de acceso a las redes 35

36. Medidas para reducir el déficit de tarifa Ley 15/2012 de Medidas Fiscales (27/12/2012) : • Impuesto a residuos de generación nuclear: +M€ 283 • Impuesto a la generación hidráulica: +M€ 298 • Céntimo de gas: +M€ 583 • Impuesto al carbón: +M€ 287 • Impuesto al fuel y al gasóleo: +M€ 60 • Impuesto sobre régimen ordinario (7% sobre ingresos por venta de energía): +M€ 667 • Impuesto sobre régimen especial (7% sobre ingresos por venta de energía): +M€ 802 • Fondo de contingencia: -M€ 60 PGE 2013 (27/12/2012): • Subastas de CO2: +M€ 450 Anteproyecto de Ley (15/02/2013): • Crédito extraordinario: +M€ 2.200 Las medidas según MINETUR reducirán el déficit de tarifa en 5.571 M€ en 2013 Fuente: MINETUR

37. Impacto de las “nuevas medidas” en la rentabilidad del sector eléctrico Rentabilidad sobre activos neto (ROA) del sector eléctrico español en 2011 Rentabilidad de la inversión en emisiones de obligaciones a 10 años en 2011 5,6% El negocio eléctrico en España en 2011 sin el impacto de las medidas fue una inversión menos atractiva que el bono español a diez años Fuente: Memoria 2011 UNESA y Tesoro Público 1- ROA = ReturnonAssets – retorno sobre activos netos

38. Lo que resta por ajustar • Subvenciones • Más mercado: reforma del pool • Remuneración respaldo: coste back up • Mantener calidad del sistema