Enagás obtuvo un beneficio neto de 126,9 millones de euros en el primer semestre, un 27,9% menos que un año antes, por el impacto de extraordinarios contabilizados en el mismo periodo de 2025.

Enagás obtuvo un beneficio neto de 126,9 millones de euros en el primer semestre del año, lo que representa un 27,9% menos que los 176 millones de euros del mismo periodo de 2025, en el que incluía las plusvalías de las ventas de Soto la Marina y la actualización del valor razonable por Gasoducto Sur Peruano (GSP), informó la compañía.

Las ganancias del periodo de enero a junio, que recogen el impacto positivo de 9,5 millones de euros de la venta del 40% de Enagás Renovable a Hy24 acordada en abril, permiten así al grupo enfilar su objetivo anual de un beneficio neto recurrente de 235 millones de euros al final del ejercicio.

El beneficio recurrente después de impuestos del grupo dirigido por Arturo Gonzalo alcanzó 118,6 millones de euros a cierre del pasado mes de junio.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) en el primer semestre se situó en los 314 millones de euros, un 4,7% inferior al mismo periodo de 2025, impactado por el actual marco regulatorio sobre los ingresos regulados de la compañía (-30 millones de euros), parcialmente compensado por la aportación de la línea de otros ingresos, impulsada por la entrada en operación del buque Alisios (+6,0 millones de euros) y por el efecto de la consolidación de la compañía de fibra óptica Axent (+6,3 millones de euros).

Asimismo, las sociedades participadas aportaron 86,3 millones de euros al Ebitda del grupo, lo que supone un incremento de 6,2 millones de euros respecto al mismo periodo del año pasado, debido principalmente a la ampliación de capacidad en Trans Adriatic Pipeline (TAP).

De esta manera, Enagás destacó que la cifra del Ebitda a junio es coherente con su objetivo anual de 620 millones de euros, teniendo en cuenta la calendarización de gastos esperada y el hecho de que los ingresos regulados por ‘copex’ se reconocen mayoritariamente en la segunda parte del ejercicio.

A cierre de junio, la compañía mantiene una sólida estructura financiera, con una liquidez de 2.626 millones de euros. Mientras, la deuda neta se situó en 2.305 millones de euros, con una reducción de 170 millones de euros desde el cierre del ejercicio 2025, y con una vida media de 4,4 años.

MARCO REGULATORIO PARA EL PERIODO 2027-2032.

En lo que respecta al marco regulatorio para el siguiente periodo 2027-2032, el pasado 26 de junio, tras el período de consulta pública, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) publicó las propuestas de circulares revisadas, por las que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de las instalaciones de transporte y regasificación de gas natural, así como la circular por la que se establece la tasa de retribución financiera.

Actualmente, las circulares se encuentran en análisis por parte del Consejo de Estado, que remitirá su informe preceptivo a la CNMC para su aprobación final. A este respecto, Enagás señaló está personada como parte interesada en el procedimiento del Consejo de Estado.

Por otra parte, en lo que se refiere a la apuesta estratégica del grupo por el hidrógeno verde, en el primer semestre del año, la Red Troncal Española de Hidrógeno y H2med han avanzado significativamente, según la hoja de ruta establecida.

Así, el pasado 30 de junio, Enagás solicitó al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico la autorización administrativa del proyecto de ejecución, la declaración de impacto ambiental y la declaración de utilidad pública de los cuatro primeros tramos de la Red Troncal, asociados a los principales focos de demanda temprana de hidrógeno renovable impulsada por la transposición de la Directiva RED III en el sector del transporte.

Este proceso administrativo para la aprobación definitiva, conforme al Reglamento de las Redes Transeuropeas de Energía (TEN-E), tiene una duración estimada de 18 meses. Además, la petición de autorización administrativa del resto de los tramos de la Red Troncal está prevista entre el cuarto trimestre de 2026 y el primero de 2027.

En cuanto a la Directiva Red III para el transporte, el Gobierno de España aprobó este martes su trasposición, que amplía el horizonte y la ambición de los objetivos mínimos de Combustibles Renovables de Origen No Biológico (RFNBOs) en el transporte.

128 EMPRESAS Y UNOS 300 PROYECTOS EN LA ‘CALL FOR INTEREST’.

Asimismo, durante este primer semestre, la compañía lanzó una ‘call for interest’ sobre infraestructuras de hidrógeno verde con el fin de actualizar el interés del mercado, en la que se han registrado 128 empresas y se han presentado alrededor de 300 proyectos. También llevó a cabo una consulta al mercado sobre gestión sostenible de CO2, en la que participaron 69 empresas con 125 proyectos.

En el caso del H2med, el 6 de julio se revalidó el apoyo institucional al corredor en la Reunión Ministerial en París del High Level Group on Interconnections for South-West Europe en la que participaron los ministerios de Energía de Portugal, España, Francia, Alemania y el comisario europeo Dan Jorgensen.

En cuanto al hidroducto submarino BarMar, la interconexión que unirá Barcelona y Marsella -y que forma parte del corredor europeo H2med-, se han finalizado los planes de participación pública en España y en Francia, y se ha aprobado el comienzo de la fase FEED, que supone pasar de la ingeniería básica a la de detalle.

LIGERO INCREMENTO DE LA DEMANDA EN EL SEMESTRE.

En lo que respecta a la demanda total de gas natural en España, durante el primer semestre de año se incrementó ligeramente (+0,4%), hasta alcanzar los 163,6 teravatios hora (TWh), impulsada por el aumento del consumo para generación eléctrica (+10,6%).

La demanda convencional (-3,1%) se vio afectada por un invierno más cálido y por la menor actividad industrial derivada principalmente del descenso de la cogeneración.

Además, Enagás indicó que, tras la subasta de capacidad de descarga en plantas de regasificación realizada en junio, hay ya contratados 2.251 ‘slots’ hasta 2041, «lo que refleja el interés a largo plazo en las infraestructuras gasistas en un contexto marcado por una gran volatilidad en los mercados energéticos».

(EUROPA PRESS)