Enagás
Enagás pierde 130,2 millones de euros hasta septiembre por el impacto de la venta de Tallgrass
- La compañía recorta su deuda en casi 1.000 millones y prevé que cierre el año en niveles mínimos desde 2008.
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Enagás ha registrado pérdidas de 130 millones de euros hasta septiembre, frente a las ganancias de 259 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, tras incluir ya en sus cuentas las minusvalías esperadas por la venta de su participación del 30,2% en la estadounidense Tallgrass Energy, según ha informado la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV),
El beneficio neto, sin incluir el impacto de la rotación de activos por esta operación de Tallgrass y por la venta en 2023 del gasoducto de Morelos, alcanzó 233,5 millones de euros, un 7,8% superior al registrado en el mismo período de 2023.
Por su parte, el resultado bruto de explotación (Ebitda) a cierre de septiembre del grupo dirigido por Arturo Gonzalo se situó en los 572,8 millones de euros, con un aumentó del 0,1%, en unos resultados que han amortiguado el impacto del marco regulatorio 2021-2026.
Tallgrass Energy
Cabe recordar que a finales del pasado mes de julio, Enagás cerró de la venta de su participación en Tallgrass Energy por 1.100 millones de dólares (unos 1.018 millones de euros), para afrontar el ciclo inversor del hidrógeno, reforzar el balance y dar solidez a la política de dividendos de la compañía, así como su sostenibilidad a largo plazo.
Esta operación ha tenido un impacto positivo en el perfil financiero y de negocio de Enagás, permitiéndole reducir su deuda neta en casi 1.000 millones de euros, situándose en los 2.421 millones de euros.
Así, después de la operación de venta de Tallgrass, el objetivo de deuda a final de año se sitúa en alrededor de 2.400 millones de euros, en sus niveles más bajos desde 2008, y esta cifra se mantendrá en 2026.
Sobre su Plan Estratégico, la compañía tiene previsto presentar la actualización del mismo coincidiendo con la presentación de resultados anuales, en el primer trimestre de 2025.
En lo que respecta al sistema gasista español, Enagás destacó que sigue funcionado con una disponibilidad del 100%, en un año marcado por los conflictos internacionales en Oriente Próximo y Ucrania. Durante los nueve primeros meses del ejercicio, España recibió gas natural de 12 países diferentes.
En este ámbito y siguiendo la indicación del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, el pasado 12 de agosto Enagás activó -cinco meses antes del límite impuesto por la Unión Europea- el procedimiento que establece la metodología para el seguimiento, control y autorización de las cargas de GNL realizadas en el sistema gasista español, cumpliendo con el paquete de sanciones de la Unión Europea aprobado a través de la Decisión del Consejo Europeo (PESC) 2024/1744 de 24 de junio.
Demanda industrial en España
Además, tras las últimas subastas de capacidad de plantas de regasificación realizadas, hay contratados 2.189 slots de descarga de gas natural licuado (GNL) y 950 de carga hasta 2039.
En lo que respecta a los almacenamientos subterráneos, finalizaron septiembre al 100% de llenado, nivel que se alcanzó a mediados de agosto, con lo que España es el país de Europa -con Portugal- que más rápido ha alcanzado este nivel, anticipándose a las obligaciones establecidas por la normativa europea. A fecha de hoy, los almacenamientos continúan al 100% de llenado.
Respecto a la demanda industrial en España, en los nueve primeros meses del año se mantiene la tendencia positiva, con un incremento del 3,1% hasta alcanzar los 131,7 teravatios hora (TWh), impulsado por los sectores del refino, químico, farmacéutico y cogeneración.
Este último sector ha experimentado un aumento del 13% respecto a la actividad de los meses previos a la aprobación del nuevo marco regulatorio de la industria de cogeneración.
Mientras, la demanda convencional -que incluye la industrial- creció en este periodo un 2,3%. La demanda total descendió un 8,6% en los primeros nueve meses de 2024, respecto al mismo periodo del año anterior, debido fundamentalmente a la caída de la demanda de gas para generación eléctrica del 33%, por la mayor aportación de las renovables a la generación eléctrica y las altas temperaturas durante el invierno de este año.
