Enagás multiplica por 6 su beneficio y alcanza los 176,8 millones en el primer semestre del 2023

Enagás ha conseguido multiplicar su beneficio neto por seis en el primer semestre del año con respecto al mismo periodo del año pasado al alcanzar una cifra de 176,8 millones de euros. Durante los seis primeros meses del 2022, la empresa obtuvo un resultado de 30,2 millones. La causa de esta subida es la plusvalía de la venta del gasoducto de Morelos (México) durante este ejercicio y el efecto de Tallgrass Energy (TGE) en 2022.

De esta manera, Enagás, el gestor del sistema gasista español, confirmó que avanza según lo previsto para alcanzar su objetivo anual de un beneficio neto en la horquilla de los 310-320 millones de euros.

Sin contabilizar el ajuste contable de Tallgrass contabilizado en el resultado financiero del primer semestre de 2022 y la plusvalía por la venta de Gasoducto Morelos, la variación del beneficio a este mes junio respecto al mismo periodo de 2022 hubiera sido de una caída del 17,9%.

Y es que los ingresos totales del grupo cayeron un 5,8% hasta junio, con 450,4 millones de euros, debido principalmente al descenso en esta partida por sus actividades reguladadas, que fueron de 441,6 millones de euros, un 5,9% menos, por el recorte aplicado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sobre su remuneración.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo en la primera mitad de 2023 ascendió a 372,0 millones de euros, con un descenso del 5,1%, aunque la compañía indicó que evoluciona según lo previsto para llegar al objetivo anual de 770 millones de euros.

Por su parte, las sociedades participadas de Enagás mantuvieron un buen desempeño en el semestre, alcanzando los 89,4 millones de euros, cifra un 10% inferior a la registrada en el primer semestre de 2022, que incluía 11,9 millones de euros correspondientes a la contribución de GNL Quintero, activo que fue vendido en el año 2022.

Mientras, los fondos procedentes de operaciones (FFO) a 30 de junio alcanzaron 247,7 millones de euros, incluyendo el pago de los impuestos asociados a las ventas de GNL Quintero y Morelos (-71,2 millones de euros) y los dividendos recibidos de las sociedades participadas por importe de 108,8 millones de euros.

En este importe, que está en línea con el objetivo anual, se incluye el cobro del primer dividendo de TAP tras su puesta en funcionamiento por importe de 42,4 millones de euros.

Reduce deuda

Por su parte, Enagás redujo su deuda neta al final del primer semestre, respecto a 31 de diciembre de 2022, en 302 millones de euros situándose en 3.166 millones de euros.

El coste financiero de la deuda bruta del grupo se situó en 2,6%, ligeramente inferior al del primer trimestre de 2023 (2,7%) y superior al 1,6% registrado en el primer semestre de 2022.

Más del 80% de la deuda de la empresa dirigida por Arturo Gonzalo es a tipo fijo, lo que permite a la compañía mitigar el impacto de los actuales movimientos de tipos de interés. El ratio FFO/deuda neta a 30 de junio de 2023 se situó en el 19,2%.

En el periodo, Enagás prosiguió avanzando en la senda de su plan estratégico con la consecución de varios hitos, como la puesta en marcha de la terminal de GNL de El Musel, en Gijón, y la asignación de sus servicios logísticos a Endesa; o el acuerdo alcanzado con Reganosa por el que adquiere su red de 130 kilómetros de gasoductos, y Reganosa compra un 25% de la Planta de Regasificación de El Musel -el cierre de la operación está previsto en el segundo semestre de este año-.

En el ámbito internacional, se incorporó también como socio industrial y accionista con una participación del 10% en el consorcio Hanseatic Energy Hub, que supone la entrada de la compañía en Alemania para la puesta en marcha de la futura terminal de GNL ‘on-shore’ de Stade.

Asimismo, este martes cerró el acuerdo anunciado el 27 de enero para la adquisición de un 4% adicional a Axpo en Trans Adriatic Pipeline (TAP) por 168 millones de euros, hasta alcanzar el 20% del accionariado.

Además, el consejo de administración de la estadounidense Tallgrass Energy ha aprobado también la decisión de inversión para avanzar en el proyecto de conversión del actual gasoducto Trailblazer para el transporte de CO2, el primer proyecto a gran escala de estas características en Estados Unidos.

‘Call for interest’

Por otra parte, Enagás anunció que el próximo 14 de septiembre lanzará el proceso de ‘call for interest’ para casar la oferta y demanda de la futura Red Troncal de hidrógeno de España. Asimismo, se incorporará también una consulta sobre amoniaco y CO2.

De esta manera, el grupo avanza en su apuesta por el hidrógeno verde con el corredor H2Med -que unirá la Península con Francia- y la propia Red Troncal de Hidrógeno española.

En una conferencia con analistas, el consejero delegado del grupo, Arturo Gonzalo, destacó que esta ‘call for interest’ «permitirá avanzar en la identificación de proyectos y necesidades reales para así tener una foto más ajustada del potencial de oferta y demanda de hidrógeno verde en nuestro país».

«El desarrollo de una red troncal permitirá atender en primer lugar la demanda en España y, como respaldan los datos del PNIEC, además podremos exportar a Europa con los 11 gigavatios (GW) de producción que fija el PNIEC en 2030, ya que nuestro país podrá producir entre 1 y 1,7 millones de toneladas de hidrógeno al año», dijo.

En lo que respecta al sistema gasista, la compañía destacó que está funcionando en 2023 con «la máxima robustez y flexibilidad», con una disponibilidad del 100%. Así, se ha recibido gas natural desde 16 orígenes diferentes para contribuir a la seguridad de suministro de España y Europa.

En el primer semestre, España incrementó sus exportaciones totales de gas un 55% y las recargas de buques un 67%, manteniéndose Italia como uno de los principales destinos de los barcos. Las exportaciones a Europa por conexiones internacionales subieron un 33% hasta alcanzar 28,6 teravatios hora (TWh).

Por su parte, los almacenamientos subterráneos de gas natural en España están en su máximo histórico en un mes de julio, alcanzando el 98%.

Cambio de tendencia

Mientras, la demanda de gas cayó un 4,6%, por el descenso de la demanda convencional y de la demanda para generación eléctrica, debido a la mayor suavidad en las temperaturas del pasado invierno, la eficiencia energética y las medidas de ahorro, y el retroceso del consumo industrial por la guerra de Ucrania.

No obstante, ya se está observando un cambio de tendencia, y en julio la demanda industrial está subiendo un 9,1% respecto al mismo mes de 2022