Enagás registró unas pérdidas de 299,3 millones de euros en 2024, frente a las ganancias de 342,5 millones de euros el ejercicio anterior, debido a las minusvalías por casi 610 millones de euros registradas por la venta de su participación del 30,2% en la estadounidense Tallgrass Energy (363,71 millones de euros) y el laudo arbitral favorable por el conflicto con Perú por el proyecto Gasoducto Sur Peruano (245,72 millones de euros), informó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).
El beneficio neto de 2024, sin incluir el impacto de la rotación de activos por esa venta de Tallgrass y el laudo de GSP, alcanzó 310,1 millones de euros, un 3,2% superior al registrado en 2023 -sin impacto de rotación de activos- y por encima del objetivo anual marcado por la compañía de una horquilla entre 270-280 millones de euros.
El resultado bruto de explotación (Ebitda) de la compañía a cierre de 2024 alcanzó los 760,7 millones de euros, un 2,5% por debajo del ejercicio anterior pero superior al objetivo del año de una horquilla entre 730-740 millones de euros.
Destacó el buen desempeño en el ejercicio de las sociedades participadas, cuyo resultado alcanzó los 185,8 millones de euros, aunque ligeramente por debajo de los 199,5 millones de euros en 2023, debido, principalmente, al cambio de perímetro de consolidación, principalmente tras la venta de Tallgrass en julio.
Los ingresos totales del operador del sistema gasista en 2024 ascendieron a 913,2 millones de euros, lo que representa un descenso del 0,7% con respecto al año anterior.
"AÑO CRUCIAL" PARA EL GRUPO.
Enagás destacó que el ejercicio 2024 fue "un año crucial" para el grupo, con una mejora del perfil de riesgo de negocio de la compañía y la reducción significativa del nivel de apalancamiento. Además, indicó que la empresa "ha llevado a cabo un refuerzo muy significativo del balance para acometer las inversiones de hidrógeno renovable a partir de 2027".
En concreto, con el cierre de la venta de su participación en Tallgrass Energy por 1.100 millones de dólares (unos 1.018 millones de euros), Enagás empleó estos fondos a amortizar anticipadamente 700 millones de dólares (unos 574 millones de euros) de deuda bancaria y con el resto de la caja disponible se ha repagado parcialmente un bono de 600 millones de euros, con vencimiento el 6 de febrero de 2025.
De esta manera, la deuda neta del grupo en el año 2024 se redujo en 943 millones de euros, situándose a cierre del pasado ejercicio en 2.404 millones de euros, un 28,2% inferior a la registrada a cierre de 2023.
Más del 80% de la deuda bruta de Enagás se encuentra a tipo fijo, con una vida media de 4,8 años, y el coste financiero de la misma a 31 de diciembre se situaba en el 2,6%.
Por su parte, los fondos procedentes de operaciones (FFO) a cierre de 2024 mejoraron un 24%, hasta alcanzar 688,8 millones de euros, incluyendo 161,0 millones de euros de dividendos de filiales.
Asimismo, Enagás continuó avanzando en la ejecución de su plan de eficiencia y los gastos operativos se redujeron en un 0,1% respecto a 2023. Sin tener en cuenta los costes auditados, los gastos operativos recurrentes se encuentran prácticamente en línea con los del año 2023 (+0,5%), de acuerdo con el objetivo de crecimiento máximo anual de +1% TACC en el periodo 2022-2026.
AVANZANDO EN SU ESTRATEGIA.
Además, en 2024, el grupo dirigido por Arturo Gonzalo prosiguió avanzando en la ejecución de su Plan Estratégico 2022-2030, con un grado de ejecución superior al previsto inicialmente, con el objetivo de liderar el desarrollo del hidrógeno renovable.
De hecho, en este inicio de 2025 la Red Troncal Española de Hidrógeno y el H2med, dos de sus grandes proyectos, recibieron el 100% de los fondos europeos CEF solicitados a CINEA.
En lo que respecta a la actividad gasista, la demanda total de gas natural en 2024 se sitúa en 311,7 teravatios hora (TWh), un 4,2% inferior a la registrada en el ejercicio 2023, debido a un menor consumo de gas para generación eléctrica (-21,9%) por la mayor penetración de la energía renovable, principalmente hidráulica y solar, en el mix de generación eléctrico.
La demanda convencional en el ejercicio ascendió un 3,2% respecto a 2023, debido, principalmente, a un mayor consumo industrial que ha crecido de forma sostenida un 4,2%, hasta alcanzar 176,8 TWh
