Enagás obtuvo un beneficio neto de 353,4 millones de euros en los nueve primeros meses del año, lo que representa un incremento del 15% con respecto al mismo periodo del año pasado y sitúa al grupo en el camino para alcanzar su objetivo anual de unas ganancias en la horquilla de entre 380 y 390 millones de euros, informó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).
Este resultado incluye las plusvalías generadas por la venta de su participación del 45,4% en GNL Quintero (249 millones de euros), así como por la entrada del fondo Clean H2 Infra Fund en Enagás Renovable (50,4 millones de euros).
El resultado financiero del grupo a cierre de septiembre se situó en los 104,5 millones de euros, incluyendo estos no recurrentes, así como el deterioro por su participada estadounidense Tallgrass Energy por un importe de 133,8 millones de euros.
Enagás en cifras
El resultado bruto de explotación (Ebitda) de Enagás en los nueve primeros meses alcanzó los 605,1 millones de euros, con una caída del 9,7%. Mientras, los ingresos totales del grupo ascendieron a 714,9 millones de euros, un 1% menos.
La compañía destacó que esta evolución "muy positiva" en los primeros nueve meses del año "marca la senda para alcanzar todos los objetivos establecidos para el año 2022".
En lo que respecta a la contribución de las sociedades participadas, ascendió a 153,9 millones de euros hasta septiembre, como consecuencia del buen comportamiento de las sociedades participadas Transportadora de Gas del Perú (TGP) y Trans Adriatic Pipeline (TAP).
La cifra de los flujos de caja de las operaciones (FFO) del grupo dirigido por Arturo Gonzalo a septiembre fue de 507,8 millones de euros, incluyendo los dividendos recibidos de las sociedades participadas, que a cierre del periodo han ascendido a 118,8 millones de euros, reflejando un incremento de un 3,5% con respecto al mismo período del año anterior, principalmente por una calendarización diferente en los dividendos recibidos de TLA Altamira y de TGP.
Reducción de la deuda
A 30 de septiembre la deuda neta de Enagás se redujo hasta los 3.583 millones de euros, frente a los 4.277 millones de euros a que ascendía a cierre de diciembre de 2021. El coste financiero de la deuda se ha situado en un 1,7%.
Además, más del 80% de la deuda de la compañía se encuentra a tipo fijo, lo que permite a la compañía mitigar el impacto de los actuales movimientos de tipos de interés. El ratio FFO/DN a 30 de septiembre se situaba en el 18,3%.
La situación de liquidez cierre del tercer trimestre de Enagás ascendía a 3.632 millones de euros entre tesorería y líneas de crédito no dispuestas.
Por otra parte, la energética indicó que durante el tercer trimestre de año los proyectos incluidos en su plan estratégico 2022-2030 van avanzando de acuerdo con lo anunciado.
En esta línea, y entre las medidas presentadas en el Plan Más Seguridad Energética del Gobierno de España el pasado 11 de octubre, cuatro están incluidas en el eje de crecimiento de infraestructuras 'core business' y negocios adyacentes de la estrategia de Enagás; como son la puesta en marcha de la Terminal de El Musel (Gijón) como planta logística -prevista para enero de 2023 y que podrá aportar hasta 8 bcm (millardos de metros cúbicos de gas natural) anuales de GNL a Europa.
También se incluye la ampliación de la interconexión de Irún, en coordinación con el operador francés Teréga, para poder exportar 1,5 bcm adicionales de gas al año -su capacidad estará disponible para ser contratada desde el 1 de noviembre-, la ampliación del pantalán de la planta de Barcelona para poder enviar más gas a Italia en pequeños buques y la electrificación de las estaciones de compresión mediante la sustitución de turbocompresores por motocompresores para acelerar la reducción de emisiones.
Además, el plan confirma a Enagás GTS como entidad responsable transitoria del sistema de garantía de origen para los gases renovables, en la que la compañía está trabajando. Su puesta en funcionamiento se ha adelantado a marzo de 2023 y las plantas de producción podrán empezar a registrarse a partir de enero de 2023.
Asimismo, la pasada semana se anunció el proyecto del 'Corredor de Energía Verde', que incluye una conexión entre Celourico da Beira (Portugal) y Zamora, y una conexión marítima entre Barcelona y Marsella para transportar gas natural e hidrógeno verde.
Mientras, en el contexto del programa de rotación de activos del grupo, que el pasado mes de julio lanzó su nuevo plan estratégico, el pasado 19 de octubre cerró la venta de un 5% de Enagás Renovable a Navantia. Tras esta última venta, Enagás mantiene un 60% del capital de su filial de renovables.
Enagás también está trabajando para promover la ampliación de TAP hasta los 20 bcm. En esta infraestructura clave para la seguridad de suministro en Europa, se ha puesto en marcha el interconector Grecia-Bulgaria, que la conecta con la red gasista búlgara con una capacidad de hasta 3 bcm.
Asimismo, está colaborando al máximo con otros Transmission System Operators (TSOs) y operadores. En octubre, la compañía firmó un acuerdo con el operador de Albania, AlbGaz, para analizar una potencial entrada en su accionariado y para continuar estudiando proyectos conjuntos en el país y en el área Mediterránea.
Respecto a la retribución a sus accionistas, el pasado 7 de julio, tras su aprobación en la junta general de accionistas, Enagás realizó el pago de un dividendo complementario correspondiente al pasado ejercicio 2021 de 1,02 euros brutos por acción, en línea con el compromiso anual de 2021 de distribuir 1,70 euros brutos por acción, lo que supone un aumento del 1% anual, de acuerdo con la estrategia de la compañía.
En lo que se refiere a la demanda de gas y las exportaciones en el periodo, el operador del sistema gasista español indicó que han crecido un 8,2% hasta finales de septiembre.
La demanda de gas para generación eléctrica, se incrementó un 80,2%, impulsada por las exportaciones eléctricas a Francia y Portugal, registrando, además, el pasado 13 de julio un récord histórico.
Exportación de gas a Francia y ahorros
Por su parte, las exportaciones de gas a Europa a través de las interconexiones con Francia aumentó 14,1 teravatios horas (TWh), debido a la situación energética europea actual, "lo que pone de manifiesto la importancia de las interconexiones internacionales en este contexto", señaló Enagás.
Mientras, la demanda convencional mostró un descenso del 17,3% a cierre del pasado mes de septiembre, afectada por el retroceso de la demanda industrial.
En los nueve primeros meses de este año, España ha recibido gas de 18 orígenes diferentes, contando así con uno de los suministros más diversificados del mundo.
Además, Enagás destacó que gracias a las seis plantas de GNL con las que cuenta el sistema gasista, los precios del gas natural se han situado en el país entre los más bajos de toda la Unión Europea desde que estalló la guerra de Ucrania, y han permitido desde entonces un ahorro de en torno a 7.800 millones de euros en la factura energética nacional.
A día de hoy, los almacenamientos subterráneos ya están en torno al 93% de llenado y las plantas de GNL tienen sus tanques con un nivel de llenado medio del entorno del 80%. En lo que va de año, se han llevado a cabo 250 descargas de buques en las terminales de regasificación españolas, casi las mismas que en todo el año 2021.
Previsiones
Enagás prevé cerrar el ejercicio actual en la parte "más alta" de su objetivo de beneficio neto marcado para este año, que se sitúa en una horquilla de entre 380 y 390 millones de euros.
En una conferencia con analistas para presentar los resultados de los nueve primeros meses del año, el consejero delegado de la compañía, Arturo Gonzalo, fue conservador en sus previsiones, aunque aseguró que ciertamente se estará en la parte "mas alta del rango" marcado por el grupo en sus objetivos. "Es una buena referencia para el mercado", dijo.
La energética, que presentó el pasado mes de julio su nuevo plan estratégico a 2030, prevé unas ganancias netas de entre 380 y 390 millones de euros para el conjunto de este ejercicio, considerando las ganancias de capital de la rotación de activos (GNL Quintero, Gasoducto Morelos y la entrada del Fondo Hy24 en el capital de Enagás Renovable) y el 'impairment' de su participada estadounidense Tallgrass Energy.
El beneficio después de impuestos ascendería a unos 360 millones de euros sin incluir las plusvalías extraordinarias y las provisiones por Tallgrass Energy.
Asimismo, el grupo estima que su sólida y visible generación de caja le permitirá por segundo año reducir la deuda neta, situándola a final de año en el entorno de los 3.700 millones de euros.
Ello le permite asegurar el compromiso en su política de dividendo para este ejercicio, con el abono de 1,72 euros por acción, un 1% más respecto 2021.
Con Tallgrass
Por otra parte, Gonzalo insistió en que la participación del 30% de Tallgrass Energy es un activo con el que Enagás se siente "cómodo", aunque subrayó que el día que el grupo necesite de un mayor 'capex' para financiar infraestructuras en Europa, su nuevo foco estratégico, se podría considerar "hacer una política de rotación" si este activo ha alcanzado una madurez y "las condiciones de mercado son favorables". "Como hemos hecho impecablemente en otras ocasiones", añadió.
Así, el directivo aseguró que la búsqueda de nuevas oportunidades de crecimiento internacional para la compañía va a tener lugar en Europa, "en el marco de una visión más integrada de infraestructuras de gas e hidrógeno en Europa, donde los TSOs tendremos que jugar un papel protagonista".
Gonzalo indicó que el resto de activos internacionales de Enagás son "muy valiosos" y seguirán aportando "mucho valor", aunque señaló que "no tienen esa condiciones de activos estratégicos a largo plazo".
Respecto al proyecto del 'Corredor de Energía Verde', que incluye una conexión entre Celourico da Beira (Portugal) y Zamora, y una conexión marítima entre Barcelona y Marsella para transportar gas natural e hidrógeno verde, el consejero delegado de Enagás consideró que se trata de "una magnífica noticia para Europa" y que permitirá "avanzar a una Europa más unida", aunque no pudo adelantar más detalles sobre el presupuesto, el 'timing' o la posible financiación del proyecto a espera de la cumbre que tendrá lugar el próximo 9 de diciembre en Alicante.
La demanda de gas de la industria
Enagás ha considerado que la actual caída en la demanda convencional de gas, con un descenso del 17,3% en los nueve primeros meses del año, afectada por el retroceso de la demanda industrial, "no corresponde a una destrucción de actividad", sino a una sustitución de combustible por los altos precios actuales del gas natural, y ha estimado que será "reversible" cuando la situación se normalice.
En una conferencia con analistas para presentar los resultados de los nueve primeros meses del año, el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, destacó que este efecto caída en la demanda de gas por la industria se debe "en gran medida a un efecto del precio".
"Creemos que es una pérdida de demanda no estructural. Gran parte de ella se puede recuperar cuando vayamos a un escenario de normalización de precios, va especialmente a la industria y responde a un cambio de combustibles. Volverá cuando se normalice la situación actual", dijo.
Así, vaticinó que 2023 será un año en que se podrá ver una recuperación de la demanda convencional de gas natural y "una demanda general muy robusta en el sistema gasista español".
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