Enagás pierde 130 millones por la venta de Tallgrass pero reduce en casi 1.000 millones su deuda

Enagás registró unas pérdidas de 130,2 millones de euros en los nueve primeros meses del año, frente a las ganancias de 258,9 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, debido a la minusvalía contable de 363,71 millones de euros por la venta del 30,2% que tenía en la estadounidense Tallgrass Energy.

Sin el impacto de esta operación de Tallgrass y la venta en 2023 del gasoducto de Morelos, el beneficio neto alcanzó 233,5 millones de euros, un 7,8% superior al registrado en el mismo período de 2023, por encima de lo previsto gracias a la alta ejecución del plan estratégico, según ha indicado la energética.

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.

El gestor del sistema gasista español, participado en un 5% por el Estado, ha remarcado que estos números apuntan a que el beneficio después de impuestos evolucionan en el objetivo de que las pérdidas al final del ejercicio ronden los 90-80 millones asumida la venta en Tallgrass Energy, lo que supondrían superar la horquilla de los 270-280 millones de euros de beneficio al margen de esta operación. El Ebitda se situaría así en la parte alta del rango entre 730 y 740 millones de euros con un dividendo de un euro por acción para el periodo 2024-2026.

A finales del pasado mes de julio, Enagás cerró de la venta de su participación en Tallgrass Energy por 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 permitido a la energética reducir su deuda neta en un 30%, casi 1.000 millones de euros, situándose en los 2.421 millones de euros.

Los fondos generados con la venta se han empleado en amortizar anticipadamente 700 millones de dólares (unos 647 millones de euros) de deuda bancaria. Además, con el resto de la caja disponible se repagará parcialmente un bono de 600 millones de euros, con vencimiento en febrero de 2025.

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.

Este movimiento ha hecho que las agencias de calificación S&P y Fitch hayan mejorado el rating del grupo de 'BBB' a 'BBB+', y Moody's ha elevado su perspectiva del rating 'Baa2' a 'positiva'.

Crece la demanda

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.

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.