Enagás gana un 22% menos hasta marzo por el recorte de los ingresos regulados

Enagás ha obtenido en los tres primeros meses de 2021 un beneficio después de impuestos de 92,9 millones de euros, una cifra que está en línea con los objetivos establecidos para el ejercicio, pero supone un 22% menos que en el mismo periodo de 2020. Dos son las causas del descenso en el resultado. Por un lado, estos resultados incorporan ya el efecto de la entrada en vigor del nuevo marco regulatorio del mercado de gas natural (que fija la retribución que reciben las gasistas) para el periodo 2021-2026. Por otro, este año no cuenta con el impacto positivo del tipo de cambio por valor de 18,4 millones no recurrente que registró en el primer trimestre de 2020.

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Para el final de 2021, Enagás estima un beneficio del entorno de los 380 millones, gracias a la intensificación del plan de control y ahorro en gastos generales. En el primer trimestre de este año, ha reducido sus gastos operativos un 11% respecto al mismo periodo de 2020. Los flujos de caja generados por la compañía permiten asegurar la política de remuneración al accionista de Enagás para 2021, un 1% más que en 2020, y mantiene su compromiso para el próximo sexenio.

La aportación de las sociedades participadas ha aumentado un 41,2% respecto a los tres primeros meses del año pasado y representa ya el 38,1% del beneficio de la compañía. El Trans Adriatic Pipeline (TAP), una infraestructura considerada clave para la seguridad de suministro energético de Europa en la que Enagás tiene un 16% del accionariado, ha comenzado por primera vez a contribuir significativamente a los resultados de la firma tras su puesta en operación a finales de 2020.

Adicionalmente, desde el 31 de marzo el TAP permite a los socios liberar garantías prestadas por los accionistas durante la fase de construcción del proyecto. En el primer trimestre de año, ha entregado un total de 1,16 bcm (billones de metros cúbicos, por sus siglas en inglés) de gas natural en sus mercados objetivo, en línea con lo previsto. La disponibilidad operativa de la infraestructura en el periodo ha sido del 100%.

Además de la contribución positiva de las participadas de Enagás en Grecia, México, Chile y Perú, destaca también la buena evolución de la participada estadounidense Tallgrass Energy, donde Enagás está presente con un 30,2%. En el primer trimestre de 2021, sus activos han sido clave para garantizar el suministro energético durante la ola de frío en Estados Unidos. Tallgrass Energy, por otra parte, ha cerrado una alianza con Bridger Pipeline LLC (filial del grupo True Companies), lo que refuerza a la firma para alcanzar sus objetivos globales para el periodo 2021-2026, con un incremento de la capacidad contratada en Pony Express Pipeline y una mayor diversificación del acceso a cuencas de producción.

En lo que va de año, la demanda convencional (industrias y hogares), que representa el 86% de la demanda de gas natural en España, ha alcanzado los 100,5 teravatios/hora (TWh), lo que supone un incremento del 4,7% con respecto al mismo periodo de 2020. La demanda total ha alcanzado los 117 TWh, un 0,8% más que a la misma fecha de 2020. Hay que considerar que, hasta el 13 de marzo de 2020, la demanda de gas no se vio afectada por la situación extraordinaria de la covid-19.

Enagás ha reducido un 63% sus emisiones desde 2014, un dato que refuerza su firme compromiso con la transición ecológica y con su objetivo de ser neutra en carbono a 2040. El plan de descarbonización de la compañía contempla acciones concretas como la renovación de turbocompresores, la autogeneración y la incorporación de garantías de origen 100% renovables.

Apuesta por el hidrógeno

Enagás cuenta ya con una cartera de 55 proyectos de gases renovables (34 de hidrógeno verde y 21 de biometano), en los que participa junto con más de 50 socios, que pueden llegar a movilizar una inversión conjunta total de en torno a 6.300 millones de euros. Además, la compañía continúa presentando proyectos de gases renovables a las diferentes convocatorias lanzadas por el Gobierno de España.

En ese campo, estima que con unas inversiones de entre 400 y 600 millones, la red gasista estaría en condiciones de transportar hidrógeno verde en blending (mezclar proporciones de hidrógeno limpio en la red de gas) en una cuota del 10% o más, según ha manifestado su presidente, Antonio Llardén, en una conferencia con analistas para presentar los resultados. Llardén indicó que estas inversiones, que tendrían “carácter regulado”, todavía no cuentan con un calendario y será necesario ver cómo avanzan en las decisiones que se adopten en el ámbito de la Unión Europea. No obstante, señaló que podrían realizarse en un periodo de entre cuatro o cinco años a partir de 2024 o 2025.

El ejecutivo catalán indicó que para afrontar una meta de un volumen del 5% o alcanzar el 10%, serían necesarias estas inversiones. “Pero para que ello se produzca tiene que haber muchos puntos de hidrógeno verde en España y Europa produciendo”, dijo.