Enagás invertirá 4.035 millones de euros en los próximos seis años, de los que 3.125 millones se destinarán al despliegue de infraestructuras de hidrógeno renovable, lo que permitirá un crecimiento anual compuesto del EBITDA del 9,5% entre 2026 y 2030, según la empresa.
Durante 2024, el Beneficio Después de Impuestos (BDI) de Enagás, excluyendo el efecto de la rotación de activos, ha sido de 310,1 millones de euros, un 3,2% más que en el mismo periodo del año anterior. Incorporado este efecto y las minusvalías contables del laudo del Gasoducto Sur Peruano (GSP), el BDI en este periodo se sitúa en -299,3 millones de euros. Ello supone un saneamiento de la compañía y fortalece su proyecto estratégico y la política de dividendos actual y futura.
El resultado recurrente, que refleja también el elevado cumplimiento del Plan Estratégico 2022–2030 y el desempeño positivo de la compañía, se sitúa por encima del objetivo anual de 270/280 millones de euros. Este buen comportamiento se debe principalmente al Plan de Eficiencia de Enagás —con un control exhaustivo de gastos operativos—, a la aportación de las sociedades participadas y a la mejora del resultado financiero.
A 31 de diciembre, el EBITDA de la compañía ha alcanzado los 760,7 millones de euros, por encima de objetivo del año (730/740 millones de euros).
Tallgrass Energy
La venta en julio de la participación en Tallgrass Energy ha tenido un impacto positivo en el perfil financiero y de negocio de Enagás y ha permitido reducir la deuda neta en alrededor de 1.000 millones de euros, hasta situarse en los 2.404 millones de euros, con más del 80% a tipo fijo.
La compañía cuenta además con una elevada posición de liquidez, de 3.252 millones de euros, lo que la sitúa en buena posición para acometer una nueva etapa inversora clave para la descarbonización y la competitividad de Europa y de España.
La mejora en el perfil de riesgo ha supuesto también una mejora del rating crediticio de Enagás por parte de S&P y Fitch, desde BBB a BBB+.
Hitos de la ejecución del Plan estratégico de Enagás en 2024
2024 ha sido un ejercicio clave para Enagás, en el que ha sentado las bases para su crecimiento futuro. La compañía ha cambiado su estructura de capital, aprobando una política de dividendo sostenible y alineada con sus comparables.
Además de la venta de Tallgrass Energy, otro hito importante ha sido la resolución favorable del laudo del Gasoducto Sur Peruano (GSP), en el que el CIADI dio la razón a Enagás, destacando que procedió como un tercero que actuó de buena fe.
El laudo recoge que el Gobierno de Perú deberá pagar a la compañía 194 millones de dólares, por violación de Acuerdo para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones entre la República del Perú y el Reino de España (APPRI), y elimina incertidumbre para la repatriación de dividendos en su participada Transportadora del Gas del Perú (TGP).
Otros hitos clave para Enagás en 2024 han sido la inclusión de los primeros ejes de la Red Troncal de Hidrógeno de España y el corredor europeo H2med en la primera lista de Proyectos de Interés Común (PCI) por parte de la
Comisión Europea, y el mandato del Gobierno de España para el desarrollo de estos proyectos PCI.
España lidera la transición energética en Europa
España está liderando la transición energética en Europa, marcada por los grandes avances para el hidrógeno, a una velocidad sin precedentes. Enagás está en primera línea de este proceso.
La compañía ha realizado ya la ingeniería conceptual de la Red Troncal Española de Hidrógeno, ha adjudicado la ingeniería básica de las dos primeras estaciones de compresión y va a desplegar en los próximos meses el Plan Conceptual de Participación Pública. Enagás prevé adoptar la decisión final de inversión (FID) a finales de 2027.
La Call For Interest del corredor europeo H2med —cuyos resultados Enagás presentó junto con los operadores NaTran, Teréga, REN y OGE— el pasado 10 de febrero, ha sido un éxito de participación con 528 proyectos presentados por 168 empresas. Los resultados de esta iniciativa consolidan a H2med como el corredor de hidrógeno más avanzado de Europa.
Enagás ha obtenido además el 100% de los fondos Connecting Europe Facility (CEF) solicitados para realizar los estudios de sus Proyectos de Interés Común (PCI) en el corredor H2med, la Red Troncal Española de hidrógeno y un almacenamiento asociado, por importe de 75,8 millones de euros para la compañía.
Actualización Estratégica de Enagás: 3.125 millones de euros en hidrógeno hasta 2030
En la presentación de su Actualización Estratégica, Enagás ha anunciado una inversión de 4.035 millones de euros en los próximos seis años, lo que permitirá un crecimiento anual compuesto del EBITDA de la compañía del 9,5% entre 2026 y 2030.
Del total de inversión —en un 83% elegible según la taxonomía de la UE hasta 2030 por su contribución al objetivo ambiental de mitigación de cambio climático—, 3.125 millones de euros se destinarán al despliegue de
infraestructuras de hidrógeno renovable, que será el gran motor de crecimiento de la compañía. Con este plan de inversiones, Enagás incrementará sus activos regulados entre 2025 y 2030, hasta cerca de 5.000 millones de euros. En 2030, los activos de hidrógeno de la compañía superarán a los de gas natural.
Además, la compañía presentó cuatro nuevos tramos para la Red Troncal Española de Hidrógeno a la segunda convocatoria de los PCI, atendiendo a los resultados de la Call For Interest que lanzó en 2023. Esta ampliación de los primeros ejes de la Red Troncal Española de Hidrógeno supondrá 1.480 kilómetros de trazado adicional, con una inversión bruta estimada de 2.135 millones de euros. Esta inversión no se incluye en la Actualización Estratégica, ya que se realizará más allá de 2030.
Dividendo sostenible y objetivos 2025 de Enagás
En 2025, Enagás prevé obtener un beneficio después de impuestos de alrededor de 265 millones de euros, un
EBITDA del entorno de los 670 millones de euros y cerrar el ejercicio con una deuda neta de en torno a 2.400
millones de euros. La compañía abonará un dividendo de 1 euro por acción.
La solidez del balance de Enagás refuerza una política de dividendo sostenible más allá de 2026. Enagás lanza Scale Green Energy La compañía ha anunciado el lanzamiento de Scale Green Energy para el desarrollo de otras infraestructuras y servicios para la descarbonización en ámbitos como el CO 2 , bunkering de GNL y BioGNL, hidrógeno renovable para la movilidad y amoniaco renovable.
En la gestión del CO 2 , el papel de Enagás estará centrado en el desarrollo de ceoductos, plantas de licuefacción y barcos de transporte de CO 2 , impulsando la creación de hubs logísticos en torno a plantas de GNL.
Scale Green Energy
En este ámbito, Scale Green Energy contempla proyectos concretos como CO 2 necta —con Holcim y Saggas—, y MOSUSOL NetCO 2 —con Molins—, que entrarán en operación en 2031 y supondrán una inversión neta total para Enagás de unos 130 millones de euros. Los dos proyectos serán presentados al Innovation Fund en abril de 2025. En conjunto, Scale Green Energy contribuirá a reducir 4 millones de toneladas al año de emisiones en cementeras españolas en 2030.
Respecto al bunkering de GNL y BioGNL, Scale Green Energy está desarrollando terminales de exportación de pequeña escala y participa al 50% en dos barcos de bunkering en operación, el Haugesund Knutsen y el Levante LNG, y con el 100% de otro barco en construcción para Canarias.
En lo relativo a la movilidad sostenible para vehículos, Scale Green Energy ha obtenido el 100% de los fondos CEF solicitados para desarrollar seis estaciones de repostaje de hidrógeno en España, y para 2030 tendrá un total de 12, lo que supondrá el 15% de las estaciones de repostaje de hidrógeno previstas en el Marco de Acción Nacional.
Las infraestructuras de gas natural seguirán teniendo un papel crucial
La Actualización Estratégica de Enagás se ejecutará en un contexto en el que las infraestructuras de gas natural seguirán teniendo un papel crucial para la transición energética, con un mayor volumen futuro de gases energéticos y picos crecientes de demanda eléctrica derivados de la mayor variabilidad por las renovables, del plan de cierre nuclear y del consumo de los centros de datos.
Disponibilidad y garantía de suministro del 100%
El Sistema Gasista Español sigue funcionado con una disponibilidad del 100% de las instalaciones, manteniendo la garantía de suministro en un año marcado por los conflictos internacionales en Oriente Próximo y Ucrania y demostrando su resiliencia ante fenómenos climatológicos adversos como la DANA que afectó a parte del país en el otoño de 2024.
En España, los almacenamientos subterráneos alcanzaron en agosto el 100% de llenado y se ha recibido gas natural de 14 países diferentes en 2024 (22 entre 2022 y 2024). Con ello, el país se posiciona como un punto clave de entrada de GNL a Europa. Las plantas de regasificación españolas —que representan el 40% de la capacidad de almacenamiento en tanques y el 30% de la capacidad de regasificación de la UE—, tiene contratados unos 2.200 slots de descarga de GNL y en torno a 1.000 de carga hasta 2039, lo que muestra el interés de las comercializadoras en el Sistema Gasista español a largo plazo y refuerza la seguridad de suministro.
Las operaciones de bunkering en España —que en un 84% se han realizado con barcos participados por Enagás se han multiplicado por nueve, desde las terminales de la compañía, entre 2022 y 2024. España avanza en la descarbonización del transporte marítimo con la reciente certificación de bioGNL en las plantas de Huelva y Barcelona.
Tendencia positiva de la demanda industrial
En 2024 se ha mantenido la tendencia positiva de la demanda industrial en España, que ha tenido un crecimiento del 4,2%, hasta los 176,8 TWh. Esta tendencia ha permitido un crecimiento sostenido del 8,1% entre 2022 y 2024.
En momentos de baja generación renovable, los ciclos combinados tienen un papel crucial para la generación eléctrica, como ha ocurrido en puntas de demanda históricas como las alcanzadas en julio de 2022 y en diciembre de 2024, cuando se alcanzó la demanda de generación eléctrica máxima de los dos últimos años.
Durante los días de pico de demanda de gas para la generación eléctrica, la baja generación de eólica y solar han sido cubiertas, en más de un 85%, por ciclos combinados para garantizar el suministro eléctrico.
