MADRID (EP). Enagás obtuvo un beneficio neto de 65,3 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que representa un 19,5% más que en el mismo periodo del ejercicio pasado, informó la compañía, que añadió que este resultado le permite avanzar según lo previsto para alcanzar el objetivo anual de unas ganancias en la horquilla de 260-270 millones de euros.
Los ingresos alcanzaron los 220,5 millones de euros entre enero y marzo, cifra en línea con la del primer trimestre de 2023, a pesar del impacto del marco regulatorio, fundamentalmente por la contribución de las inversiones Copex y de los ingresos de la planta Musel E-Hub.
El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo dirigido por Arturo Gonzalo Aizpiri se situó a cierre de marzo en los 178,3 millones de euros, con un aumento del 2,7%, gracias a la intensificación del plan de eficiencia y control de gastos operativos, que a 31 de marzo se mantenían estables respecto a la misma fecha del ejercicio anterior.
La compañía destacó que los resultados reflejan "el alto grado de ejecución" de sus Plan Estratégico 2022-2030 en sus tres ejes: el plan inversor para contribuir a la descarbonización y seguridad energética de España y Europa, el control de costes operativos y financieros, y el avance en el calendario del hidrógeno renovable.
Para el conjunto de 2024, el grupo prevé ese beneficio neto de entre 260 y 270 millones de euros, un Ebitda del entorno de 750-760 millones de euros, una deuda neta alrededor de 3.400 millones de euros y un dividendo de 1 euro por acción.
Los fondos procedentes de operaciones (FFO) a cierre de marzo aumentaron desde los 81,6 millones de euros registrados al finalizar el primer trimestre de 2023 a 163,3 millones de euros, cifra que incluye 40,9 millones de euros de dividendos de filiales. El FFO del primer trimestre del año pasado incluía el pago del impuesto por la plusvalía por la venta de GNL Quintero de 67,5 millones de euros.
A 31 de marzo, la deuda neta de Enagás se situó en los 3.342 millones de euros -una cifra similar a la de 2023 y con previsión de mantener una deuda estable a final del ejercicio 2024-, y está cubierta a tipo fijo en más de un 80%, lo que permite mitigar el impacto de la volatilidad de los tipos de interés.
Mientras, el coste financiero de la deuda bruta es del 2,8% y la deuda tiene una vida media del entorno de cinco años, tras cerrarse con éxito el pasado 15 de enero una emisión de bonos de 600 millones de euros, con vencimiento a 2034.
Enagás cuenta con ratios de apalancamiento compatibles con calificación crediticia 'BBB' y presenta una sólida situación de liquidez, que a cierre del trimestre ascendía a 3.131 millones de euros. Recientemente, Moody's ha elevado la perspectiva de la calificación de Enagás a 'estable', manteniendo el rating en 'Baa2'.
El grupo ha alcanzado hitos en su estrategia como la toma de decisión final de inversión (FID) y el cierre de la financiación, por parte del consorcio Hanseatic Energy Hub (HEH), para construir la primera terminal terrestre de gas licuado de Alemania (Stade LNG), de la que Enagás será el operador y en la que en marzo incrementó su participación del 10% al 15%.
La inversión estimada en la construcción de la terminal, que entrará en operación comercial en 2027 y que será la primera adaptada para amoniaco verde, es de aproximadamente 1.000 millones de euros -con una inversión total prevista de 1.600 millones de euros-.
En otras de sus grandes apuestas estratégicas, como es el hidrógeno renovable, Enagás también ha visto como se ha avanzado en el calendario on la aprobación, en enero, por el Parlamento del Real Decreto-ley 8/2023, de 27 de diciembre, por el que designa a Enagás como gestor provisional de la red troncal y, en febrero, con el visto bueno del Gobierno al Anteproyecto de Ley para el restablecimiento de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), que contempla nuevas funciones para la regulación del sector del hidrógeno.
Asimismo, este mes de abril, la Comisión Europea publicó el listado definitivo de Proyectos de Interés Común (PCI), que incluye todos los proyectos presentados por Enagás: el corredor H2Med, los primeros ejes de la Red Troncal Española de Hidrógeno y dos almacenamientos subterráneos de hidrógeno asociados a la red.
La estimación total bruta de las inversiones incluidas en la lista definitiva de PCI en España es de 5.900 millones de euros, incluyendo la infraestructura española de hidrógeno (4.900 millones de euros) y el proyecto H2Med en España (1.000 millones de euros).
También en abril se aprobó la Directiva Europea de los Mercados de Hidrógeno y Gas Descarbonizado, que ha ido acompañada del anuncio de la apertura oficial de la ventana para solicitar los fondos europeos del mecanismo Connecting Europe Facility (CEF-E). Enagás presentará su propuesta a esta convocatoria, que se abrirá el 30 de abril y se cerrará el próximo 22 de octubre.
Antes del 30 de abril, hará una propuesta de infraestructura troncal de hidrógeno para España al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, con un horizonte de diez años, según lo contemplado en el Real Decreto-ley 8/2023.
Además, a lo largo de este año, se espera el inicio de transposición de la Directiva europea de los Mercados de Hidrógeno y Gas Descarbonizado y la aprobación de la versión definitiva del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
En lo que se refiere a la seguridad de suministro, en un trimestre marcado por conflictos internacionales en Oriente Próximo y Ucrania, Enagás destacó que el sistema gasista español funcionó con una disponibilidad del 100%.
Las plantas de regasificación españolas recibieron gas natural de nueve países diferentes durante el trimestre y tienen más del 90% de contratación de almacenamiento de GNL. Los almacenamientos subterráneos finalizaron el invierno al 78% de llenado y cuentan con un elevado interés, con el 100% del servicio de capacidad disponible contratada.
Asimismo, en el primer trimestre se mantiene la tendencia positiva de la demanda industrial en España, con un incremento del 8,4% hasta alcanzar los 47,6 teravatios hora (TWh), impulsado por los sectores del refino, químico, farmacéutico y cogeneración. La demanda convencional -que incluye la industrial- creció en el primer trimestre de 2024 un 2%.
La demanda total descendió un 4% en el periodo de enero a marzo, respecto al mismo periodo del año anterior, debido a la caída de la demanda de gas para generación eléctrica del 24%, y al descenso de la demanda doméstico comercial del 10,3%, motivado por las altas temperaturas en los meses de invierno.