Enagás comunicó que en 2024 sus resultados se vieron afectados por dos hechos puntuales, lo que llevó a registrar pérdidas de 299,3 millones de euros, en contraste con los beneficios de 342,5 millones obtenidos el año anterior. La causa principal fueron las minusvalías acumuladas, casi 610 millones de euros, derivadas de la venta de su participación del 30,2% en la estadounidense Tallgrass Energy (363,71 millones de euros) y de un laudo arbitral relacionado con el conflicto en el proyecto Gasoducto Sur Peruano (245,72 millones de euros).
Si se excluyen estos eventos excepcionales, el beneficio neto de 2024 alcanzó los 310,1 millones de euros, lo que supone un incremento del 3,2% respecto a 2023 y supera el rango previsto de entre 270 y 280 millones. Por otro lado, el EBITDA se situó en 760,7 millones de euros, apenas un 2,5% inferior al año anterior, pero aún por encima del objetivo anual de 730 a 740 millones.
En cuanto a las sociedades participadas, su rendimiento se mantuvo sólido, alcanzando 185,8 millones de euros, aunque ligeramente por debajo de los 199,5 millones del ejercicio anterior, en parte debido al cambio en el perímetro de consolidación tras la venta de Tallgrass en julio. Asimismo, los ingresos totales del sistema gasista se ubicaron en 913,2 millones de euros, una disminución mínima del 0,7% frente al año previo.
“Un año crucial” para la corporación
Para Enagás, 2024 fue “un año crucial”. Durante este periodo, la compañía mejoró notablemente su perfil de riesgo y redujo significativamente su nivel de apalancamiento. Tras cerrar la venta de su participación en Tallgrass Energy por 1.100 millones de dólares (unos 1.018 millones de euros), la empresa destinó parte de esos fondos para amortizar anticipadamente 700 millones de dólares (aproximadamente 574 millones de euros) de deuda bancaria y, además, realizó un reembolso parcial de un bono de 600 millones de euros con vencimiento en febrero de 2025. Gracias a estas medidas, la deuda neta se redujo en 943 millones de euros, situándose a final de 2024 en 2.404 millones, lo que representa una baja del 28,2% en comparación con 2023.
La estructura de deuda también es sólida, ya que más del 80% de la deuda bruta está a tipo fijo, con una vida media de 4,8 años y un coste financiero del 2,6% a 31 de diciembre. Además, los fondos procedentes de operaciones (FFO) crecieron un 24%, alcanzando los 688,8 millones de euros, incluidos 161 millones en dividendos de filiales.
En el área de eficiencia, Enagás continuó avanzando en su plan de reducción de gastos operativos, que disminuyeron un 0,1% respecto a 2023, mientras que los gastos operativos recurrentes se mantuvieron casi estables (un leve aumento del 0,5%), cumpliendo con el objetivo de crecer a un ritmo máximo del 1% anual entre 2022 y 2026.
La estrategia a seguir
El grupo dirigido por Arturo Gonzalo Aizpiri, sigue adelante con su Plan Estratégico 2022-2030, avanzando más rápido de lo esperado en su apuesta por el hidrógeno renovable. Así, a inicios de 2025, proyectos clave como la Red Troncal Española de Hidrógeno y el H2med recibieron la totalidad de los fondos europeos CEF solicitados a CINEA. Además, la ingeniería conceptual de la Red Troncal ya está en marcha, se ha adjudicado la ingeniería básica de las dos primeras estaciones de compresión, y en los próximos meses se desplegará el Plan Conceptual de Participación Pública, con la decisión final de inversión prevista para finales de 2027.
En el ámbito del gas, la demanda total en 2024 alcanzó los 311,7 teravatios hora (TWh), lo que supone una caída del 4,2% respecto a 2023, principalmente por la reducción del consumo de gas para la generación eléctrica (un descenso del 21,9%) debido a la mayor incorporación de energías renovables, como la hidráulica y la solar. Sin embargo, la demanda convencional aumentó un 3,2%, impulsada por el consumo industrial, que creció hasta 176,8 TWh.
Finalmente, Enagás destacó la solidez del sistema gasista español, que mantuvo una disponibilidad del 100% de sus instalaciones, garantizando el suministro en un año marcado por conflictos internacionales y fenómenos meteorológicos adversos, como la DANA del otoño de 2024. En agosto, los almacenamientos subterráneos llegaron al 100% de llenado, y se recibió gas natural de 14 países diferentes, consolidando a España como un punto estratégico para la entrada de GNL en Europa. Además, las plantas de regasificación, que representan el 40% de la capacidad en tanques y el 30% de la capacidad de regasificación de la UE, cuentan con cerca de 2.200 slots de descarga de GNL y unos 1.000 de carga contratados hasta 2039.