Enagás obtuvo un beneficio neto de 258,9 millones de euros en los nueve primeros meses del año, lo que representa una caída del 26,7% con respecto a los 353,4 millones de euros registrados hace un año por las menores plusvalías, informó la compañía.

No obstante, el gestor del sistema gasista español enfila hacia la parte alta del rango su objetivo anual de beneficio neto para el ejercicio, fijado en una horquilla de los 310-320 millones de euros.

Las ganancias del gestor del sistema gasista en el periodo de enero a septiembre incluyen la plusvalía neta por el cierre de la venta del gasoducto de Morelos por importe de 42,2 millones de euros, mientras que el beneficio de los nueve primeros meses de 2022 recogía el ajuste del valor contable de la participación en su participada estadounidense Tallgrass Energy (TGE) (por importe de 133 millones) pero unas mayores plusvalías netas, tras la venta de GNL Quintero (178,9 millones) y la entrada de socios en Enagás Renovable (por 49 millones).

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo hasta septiembre ascendió a 572,0 millones de euros y evoluciona también según lo previsto para llegar al objetivo anual de 770 millones de euros.

Por su parte, los ingresos de la compañía entre enero y septiembre ascendieron a 672,7 millones de euros, con una caída del 5,9% respecto a los nueve primeros meses de 2022, debido principalmente a la caída de los ingresos regulados, que se situaron en 655,6 millones de euros, con una reducción de 45,9 millones de euros respecto a la misma fecha del año anterior, debido a la aplicación del marco regulatorio 2021-2026 (-38,5 millones de euros) y menores costes auditados, sin impacto en Ebitda.

Mientras, el resultado de las sociedades participadas de Enagás alcanzó los 144,4 millones de euros, siendo más positivo al del año 2022, teniendo en cuenta que GNL Quintero aportó 11,9 millones de euros a septiembre 2022 y que dicho activo fue vendido al final del pasado año.

La deuda neta al final del tercer trimestre del año del grupo se redujo, respecto a 31 de diciembre de 2022, en 63 millones de euros, situándose en 3.406 millones de euros. El coste financiero de la deuda bruta se situó en 2,6%, en línea con el del primer semestre de 2023. Más del 80% de la deuda de Enagás es a tipo fijo, lo que permite a la compañía mitigar el impacto de los actuales movimientos de tipos de interés. 

Corredor de hidrógeno H2Med

En una conferencia con analistas para presentar los resultados de los nueve primeros meses del año, el consejero delegado del grupo, Arturo Gonzalo, señaló que Enagás no contempla retrasos en el proyecto del corredor de hidrógeno H2Med y prevé que esté operativo en 2030.

El consejero delegado consideró la complementariedad del H2Med con otros proyectos de este tipo previsto en Europa, ya que "de lo que se trata es de que haya un mercado de escala europea que funcione con una alta liquidez, con altos volúmenes y con una gran infraestructura".

Así, indicó que el calendario previsto para el proyecto se mantiene en su integridad con respecto al anunciado, esperando que la lista provisional de Proyectos de Interés Común europeo (PCI, por sus siglas) sea remitida por la Comisión Europea para su ratificación en el Parlamento y en el Consejo en este mes de noviembre, y, en enero o febrero, se publique la lista definitiva en el diario oficial de la Unión Europea. A partir de ese hito, el proyecto ya podría acudir a las ventanas para recibir financiación.

El H2Med incluye una conexión entre Celorico da Beira en Portugal y Zamora en España (CelZa), y una conexión marítima entre Barcelona y Marsella (BarMar), y su inversión ascenderá a unos 2.500 millones de euros -2.135 millones de euros para el tubo submarino y otros 350 millones de euros para la conexión con Portugal-.

Igualmente, Arturo Gonzalo confió en que a lo largo de este último trimestre del año se avance en el marco regulatorio europeo, con la Directiva Europea de Gas Descarbonizado e Hidrógeno y del Reglamento de Emisiones de Metano, y su posterior transposición en España. No obstante, en este último caso de la transposición de la directiva dependerá ya del Gobierno qué fórmula legislativa proponga y su remisión al Congreso de los Diputados.

En este sentido, consideró que "la fórmula más inmediata o más sencilla" podría ser una modificación de la vigente ley de hidrocarburos que incorpore plenamente al hidrógeno y a sus actores en el escenario regulatorio en España, aunque destacó que la concreción de estis elementos corresponde al Gobierno, al Congreso de los Diputados, al Senado y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).