Enagás obtuvo un beneficio neto de 176 millones de euros en el primer semestre del año, frente a las pérdidas de 210,8 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio pasado, en el que se vio lastrado por las minusvalías de la venta de su participación en la estadounidense Tallgrass Energy.

Las ganancias en el periodo de enero a junio del grupo que gestiona la red de grandes gasoductos en España se vieron impulsadas por las plusvalías de las ventas de Soto la Marina (5,1 millones de euros) y la actualización del valor razonable por Gasoducto Sur Peruano (41,2 millones de euros).

El pasado mes de mayo, el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi) dio la razón a Enagás y rectificó su laudo contra Perú elevando en 104 millones de dólares (unos 91,1 millones de euros) la condena impuesta, hasta los 302 millones de dólares (unos 265 millones de euros). Todo ello ha llevado a actualizar el valor razonable del derecho de crédito, generándose una plusvalía contable neta por importe de esos 41,2 millones de euros.

Sin estas plusvalías, el beneficio recurrente de Enagás en el primer semestre se sitúa en los 129,8 millones de euros, con lo que la compañía estimó que avanza según lo previsto para alcanzar el objetivo recurrente anual de 265 millones de euros.

Por su parte, el resultado bruto de explotación (Ebitda) de Enagás en el primer semestre ascendió a 329,3 millones de euros, con un descenso del 14,6% frente a los 385,7 millones de euros del año pasado, aunque evoluciona según lo previsto para llegar al objetivo anual de 670 millones de euros.

Los fondos procedentes de operaciones (FFO) se situaron a 30 de junio en los 293,8 millones de euros. El FFO incluye 91,2 millones de euros de dividendos de filiales.

Mientras, la deuda neta del grupo dirigido por Arturo Gonzalo ascendía a cierre del primer semestre a 2.299 millones de euros, lo que supone una reducción de 105 millones de euros desde el cierre de 2024.

El coste financiero de la deuda bruta a 30 de junio de 2025 se situó en el 2,2%, comparado con el coste del 2,8% al final del primer semestre de 2024 y del 2,6% al final del año pasado. El ratio FFO sobre deuda se situó en el 28,3%, respecto al 28,7% registrado al cierre del ejercicio 2024. Más del 80% de la deuda de Enagás es a tipo fijo, con una vida media de cinco años.

REAFIRMA OBJETIVOS.

Para el conjunto de este ejercicio, Enagás mantiene así sus previsiones de un beneficio recurrente después de impuestos de alrededor de 265 millones de euros, un Ebitda del entorno de los 670 millones de euros y cerrar el año con una deuda neta de en torno a 2.400 millones de euros, con un dividendo de un euro por acción. A este respecto, el grupo afirmó que «la solidez del balance de Enagás refuerza una política de dividendo sostenible más allá de 2026».

Asimismo, el grupo avanzó en el periodo en su estrategia para impulsar el hidrógeno en Europa, con el desarrollo de la Red Troncal Española de Hidrógeno y del gran corredor H2med, con hitos clave como el despliegue del Plan de Participación Pública de la Red, la firma de los ‘grant agreements’ para estudios e ingeniería y la constitución de la sociedad BarMar, cumpliendo así el calendario previsto.

NUEVO MARCO REGULATORIO.

En lo relativo al próximo periodo regulatorio 2027-2032, la compañía indicó que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), ha sometido a consulta pública el método de cálculo de la Tasa de Retribución Financiera (TRF) de la circular de actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, y regasificación, transporte y distribución de gas natural, con una tasa resultante de esta metodología, de aproximadamente 6,4%, que se sitúa muy próxima a la base mínima de la TRF que Enagás estableció en sus proyecciones financieras a partir de 2027.

La empresa señaló que enviará sus alegaciones a la propuesta, que incorpora elementos positivos en el cálculo de la TRF, antes del 4 de agosto, en las que subrayará que la metodología aplicable a los distintos parámetros de la tasa para activos existentes «debe ser común tanto para el gas como para la electricidad».

FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA GASISTA ESPAÑOL.

En lo que respecta al funcionamiento del sistema gasista español en el periodo, destacó que operó con plena disponibilidad durante el episodio de cero eléctrico registrado el pasado 28 de abril, atendiendo el suministro a todos los consumidores, en particular a los ciclos combinados, que fueron clave para la recuperación gradual del sistema eléctrico.

Hasta el 30 de junio, la demanda total de gas natural y exportaciones se incrementó un 7,6% respecto al mismo periodo del año anterior. La demanda en España creció un 5,6% impulsada principalmente por el fuerte aumento en el semestre de la demanda para generación eléctrica (41,2%). Mientras, las exportaciones totales de gas natural aumentaron un 24,1% en este periodo.

Por su parte, las exportaciones a Francia se incrementaron un 98,2%, hasta los 8,9 teravatios hora (TWh), por la necesidad de flujos adicionales del sistema francés para el llenado de sus almacenamientos subterráneos y por mantenimientos en sus terminales de regasificación, lo que refuerza el papel de España como proveedor clave para Europa.

En los seis primeros meses de año, las plantas de regasificación españolas recibieron gas natural de 14 países y los almacenamientos subterráneos superaron el 77% de llenado a finales de junio, muy por encima del nivel exigido por la normativa europea (64%).