Enagás pierde 210,8 millones en el primer trimestre por la venta de Tallgrass en EEUU

Enagás ha registrado unas pérdidas de 210,8 millones de euros en el primer semestre tras el impacto de la venta de Tallgrass Energy en Estados Unidos. Esta cifra incluye una minusvalía contable prevista al cierre de la operación de venta de su participación del 30,2% en el mes de julio, de un total de 360 millones de euros.

A pesar de este impacto negativo, el beneficio recurrente neto de Enagás a cierre de junio, sin incluir la venta de Tallgrass, alcanzó los 148,0 millones de euros, lo que representa un aumento del 10% en comparación con el mismo periodo del año anterior, excluyendo las plusvalías del gasoducto Morelos.

Los ingresos totales de Enagás en el primer semestre de 2024 fueron de 442,5 millones de euros, un descenso del 1,7% en comparación con el año anterior. No obstante, el resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en 385,7 millones de euros, con un incremento del 3,7%. Este es el primer aumento en Ebitda desde la implementación del marco regulatorio 2021-2026.

Objetivos y política de dividendos

Este crecimiento en el Ebitda se debió a varios factores: el impacto positivo del incremento de otros ingresos, en particular de Copex y la planta de Musel E-Hub, que comenzó a operar en julio de 2023; la intensificación del plan de eficiencia y control de gastos operativos; y un mejor resultado de las sociedades participadas, que aportaron 102,1 millones de euros, un 14,3% más que en el primer semestre de 2023.

Para el ejercicio 2024, Enagás prevé alcanzar sus objetivos en la banda alta del Ebitda, entre 750 y 760 millones de euros, y un beneficio neto de entre 260 y 270 millones de euros, excluyendo el efecto de la rotación de activos. Considerando esta rotación, el Ebitda se situaría entre 730 y 740 millones de euros, y el resultado neto sería negativo, entre 90 y 80 millones de euros.

En cuanto al dividendo, la compañía reafirmó su compromiso de 1 euro por acción para el periodo 2024-2026, con una política de dividendo sostenible más allá de 2026. En 2023, Enagás repartió un dividendo total por acción de 1,74 euros.

Reducción de deuda

La venta de Tallgrass Energy permitirá a Enagás reducir su deuda en 1.000 millones de euros, fortaleciendo su balance para futuras inversiones en infraestructuras de hidrógeno y mejorando su política de dividendo a largo plazo. Los fondos obtenidos se destinarán a cancelar deuda bancaria de mayor coste en dólares y parte de un bono con vencimiento en 2025.

Tras esta operación, Enagás estima reducir su deuda neta a 2.400 millones de euros para finales de 2024, desde los 3.400 millones inicialmente previstos. Además, el coste bruto estimado de la deuda se reducirá al 2,6%, representando un ahorro medio de 40 millones de euros anuales a partir de 2025. A largo plazo, la deuda bruta de Enagás a tipo fijo aumentará al 95% del total y su vida media se incrementará a 5,2 años.

Debido a esta reducción del apalancamiento y la mejora del perfil financiero, las agencias Fitch y Moody's han mejorado la calificación crediticia de Enagás. La deuda neta del grupo se redujo en 183 millones de euros en el primer semestre de 2024, situándose en 3.164 millones de euros, un 5,5% menos que a finales de 2023.

Estrategia de hidrógeno

Enagás continúa avanzando en su Plan Estratégico 2022-2030, con un enfoque en convertirse en un jugador clave en el mercado del hidrógeno renovable en España y Europa. En junio, la compañía inició la construcción de la primera terminal terrestre de gas licuado en Alemania (Stade LNG), donde será el operador.

En cuanto a la estrategia de hidrógeno, Enagás firmó acuerdos de desarrollo conjunto con los operadores franceses GRTgaz y Teréga, y el alemán OGE, para el corredor submarino de hidrógeno renovable entre Barcelona y Marsella (BarMar). También formalizó un acuerdo con el operador portugués REN para la interconexión de hidrógeno entre Portugal y España (CelZa).

El sistema gasista español funcionó con una disponibilidad del 100% en el primer semestre, recibiendo gas natural de 13 países. Las subastas de capacidad en junio contrataron 2.189 'slots' de descarga de GNL para el periodo de octubre de 2024 a septiembre de 2039. Los almacenamientos subterráneos cerraron junio al 95% de llenado, con el 100% de la capacidad disponible contratada.

La demanda industrial de gas en España creció un 3,2%, impulsada por sectores como el refino, químico, farmacéutico y cogeneración, con un aumento del 20% en este último sector. La demanda convencional aumentó un 1,8%, mientras que la demanda total descendió un 7,2%, principalmente por la caída del 32,6% en la demanda de gas para generación eléctrica.