El Beneficio Después de Impuestos (BDI) de Enagás a 31 de diciembre de 2022 ascendió a 375,8 millones de euros, cumpliendo con lo anunciado en su Plan Estratégico 2022-2030 y superando el objetivo previsto para el año.
A este resultado —que incluye las plusvalías netas derivadas de la venta de la chilena GNL Quintero, de la entrada del Fondo Hy24 en el capital de Enagás Renovable, y el impairment en la participada estadounidense Tallgrass— ha contribuido el éxito de la aplicación del Plan de Eficiencia de la compañía, que ha permitido una evolución inferior a la inflación de los gastos operativos recurrentes.
Estos costes recurrentes, que están en línea con el objetivo establecido en el Plan Estratégico de Enagás, aumentaron en 2022 solo un 4% respecto a 2021 —por debajo de la inflación— y se espera permanezcan estables en 2023.
Los resultados incluyen la reducción en 45 millones de euros de los ingresos regulados en el ejercicio 2022 derivados de la aplicación del marco regulatorio 2021-2026, que se han compensado parcialmente por la remuneración de los gastos de electricidad y otros gastos auditados.
Aumento de los flujos de caja operativos
Los flujos operativos de caja y la deuda han evolucionado incluso mejor que las proyecciones del Plan Estratégico de la compañía y cumplen con lo previsto para el ejercicio.
A 31 de diciembre, la cifra del flujo de caja operativo fue de 847,4 millones de euros, lo que supone un aumento del 14,5%. Esta cifra incluye los dividendos recibidos de las sociedades participadas y la positiva variación de capital circulante, que ha alcanzado los 235,3 millones de euros.
Este comportamiento del capital circulante es consecuencia de la alta utilización de las infraestructuras del Sistema Gasista español, especialmente las plantas de regasificación, claves para la seguridad de suministro en España y Europa, que han originado un aumento en los importes de las liquidaciones de la compañía en el año 2022.
Sólida estructura financiera
La deuda neta de Enagás en 2022 se ha reducido un 19% (808 millones de euros), principalmente por la alta generación de caja, la desinversión en GNL Quintero y el buen comportamiento del capital circulante.
Además, la deuda está cubierta a tipo fijo en más de un 80%, lo que permite mitigar el impacto de la volatilidad de los tipos de interés. El coste financiero de la deuda de la compañía se mantiene en el 1,76%.
La compañía presenta además una sólida situación de liquidez, que a cierre del año ascendía a 3.794 millones de euros. En diciembre de 2022 se contrató un préstamo bancario con vencimiento en 2025 por importe de 450 millones de euros, en condiciones muy competitivas para cubrir todos los vencimientos existentes del año 2023.
En 2022, Standard & Poor’s ha reafirmado el rating de Enagás en BBB con perspectiva estable, lo que muestra la solidez de esta calificación. Mantener el rating crediticio es una prioridad clara del Plan Estratégico de Enagás.
Los flujos de caja generados cuentan con una holgura suficiente para garantizar la política de dividendo.
Aportación de las participadas
Las sociedades participadas han tenido en 2022 un resultado equivalente al 39% del BDI, a pesar del cambio en el perímetro de consolidación por la salida de GNL Quintero en julio de 2022, y continúan contribuyendo a la seguridad de suministro y a la descarbonización de los países en los que Enagás está presente.
En Europa, Trans Adriatic Pipeline (TAP) sigue contribuyendo a reducir la dependencia del gas ruso, especialmente en Italia, Bulgaria y Grecia. Resultado del proceso de market test realizado en TAP, se ha contratado una capacidad de transporte adicional a partir de 2026 de 1,2 bcm (billion cubic meters), que se suma a los 10 bcm actuales. En septiembre de 2023, se prevé lanzar una segunda fase vinculante que podría elevar su capacidad hasta los 20 bcm.
En 2022, TAP ha transportado a Europa alrededor de 11 bcm de gas natural, y los volúmenes entregados en Italia se han incrementado un 41% respecto a 2021. El 1 de octubre de 2022, comenzó la operación comercial del Interconector Grecia-Bulgaria (IGB), iniciándose así las exportaciones de gas azerí a este país a través de esta interconexión.
La filial griega DESFA está reforzando el rol clave para la seguridad de suministro en el país, que ha experimentado un récord histórico de demanda de gas en 2022 (7,5 bcm). La terminal de GNL de Revithoussa cubrió a diciembre el 44,2% de las importaciones totales de gas natural de Grecia.
Las participadas de Enagás en Estados Unidos, México y Perú han puesto también de relieve el papel clave de las infraestructuras gasistas para garantizar la seguridad de suministro y avanzar en el proceso de transición energética en estos países.
En Estados Unidos, las infraestructuras de Tallgrass Energy han tenido un alto nivel de contratación y utilización, con un promedio de capacidad contratada del gasoducto Rockies Express superior al 90% y un ratio de utilización del Pony Express Pipeline del 84%.
Este alto nivel de utilización ha permitido un EBITDA ajustado de Tallgrass en 2022 de alrededor de 735 millones de dólares. El EBITDA ajustado de Tallgrass esperado para 2023 será de entre 775 y 815 millones de dólares, de acuerdo con las proyecciones de la compañía estadounidense.
El cierre en enero de este año de la adquisición por parte de Tallgrass de Ruby —gasoducto que trascurre por los estados de Wyoming, Utah, Nevada y Oregon— por 291 millones de euros, contribuirá positivamente al crecimiento del EBITDA ajustado de la compañía en los siguientes ejercicios y respaldará futuros proyectos de energía descarbonizada.
En México, la planta TLA Altamira ha tenido una disponibilidad del 100%. Enagás continúa el proceso de cierre de la venta de Gasoducto de Morelos, previsto para el primer cuatrimestre de 2023.
En Perú, la demanda tanto local como de exportación se ha incrementado un 20%. Durante 2022, Transportadora de Gas del Perú (TGP) adquirió el 100% de la Compañía Operadora de Gas (COGA).
En España, la participada Enagás Renovable ha recibido una adjudicación provisional de 25,6 millones de euros a tres proyectos de hidrógeno por parte del programa de Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE) y en 2023 se espera que se tomen las primeras Final Investment Decissions (FIDs) para el impulso de proyectos de hidrógeno y biometano.
Disponibilidad de las infraestructuras al 100%
En un año marcado por la guerra de Ucrania y la gran volatilidad en los mercados energéticos, el Sistema Gasista Español ha funcionado con una disponibilidad del 100%, las 24 horas todos los días del año, y las infraestructuras de Enagás están siendo clave este invierno para la seguridad de suministro de España y de la Unión Europea.
En 2022 se ha alcanzado un récord histórico anual de exportaciones a Francia por gasoducto de 35 TWh, lo que equivale aproximadamente a la energía que transportan 35 buques metaneros, y se ha ampliado la capacidad de exportación por los Pirineos en 1,5 bcm/año, alcanzando los 8,5 bcm/año.
El nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos en 2022 alcanzó el 93% al principio del invierno
—superando los requerimientos del 80% de la normativa europea— y el nivel medio de los tanques de GNL, que suponen una garantía adicional a la seguridad de suministro, ha sido de aproximadamente el 70%, con periodos de funcionamiento al nivel máximo de llenado.
España cuenta con uno de los suministros más diversificados del mundo y ha recibido en 2022 gas natural de 19 países diferentes, incluyendo nuevos orígenes como Indonesia y Mozambique. En esta línea, se ha aumentado la descarga de buques un 33% hasta 338 y se ha incrementado la carga de buques un 45% respecto a 2021, alcanzando el tercer mayor valor histórico con 125 cargas.
La suma de la demanda de gas y de las exportaciones (demanda de gas transportada en el Sistema Gasista español) ha sido un 4,4% superior a 2021, alcanzando en total los 432,4 TWh. Destaca especialmente el crecimiento de la demanda para generación eléctrica, que se ha incrementado un 52,7%, lo que pone de manifiesto el importante papel del gas natural como respaldo de las energías renovables. La demanda convencional descendió un 21,4%, hasta alcanzar 226,4 TWh, debido principalmente a un menor consumo industrial, especialmente en sectores como el de la cogeneración, y a las medidas de ahorro y eficiencia.
Avance del Plan Estratégico
Enagás ha cumplido todos los objetivos establecidos para el año 2022 y ha alcanzado un grado de ejecución de su Plan Estratégico 2022-2030 superior al previsto. El Plan, presentado en julio de 2022, ha adaptado la estrategia de la compañía al nuevo paradigma energético en Europa marcado por el Plan REPowerEU para reducir la dependencia de Rusia y acelerar la transición energética.
Enagás sigue avanzando en la ejecución de los objetivos recogidos en su Plan cumpliendo su estrategia core business, de rotación de activos y de otros avances en el ámbito internacional y negocios adyacentes.
En el primer ámbito y según lo dispuesto en el Plan Más Seguridad Energética del Gobierno, Enagás ha dado todos los pasos para la puesta en marcha de El Musel como planta logística de GNL y está lista para entrar en operación en cuanto terminen los últimos trámites administrativos. Esta terminal permitirá reforzar la seguridad de suministro en Europa en un total de hasta 8 bcm de capacidad.
En noviembre se pusieron en marcha la ampliación de la interconexión con Francia por Irún, que permite exportar 1,5 bcm adicionales de gas al año, y la ampliación del pantalán de la planta de Barcelona para la recarga de buques de menor tamaño que transportan gas a Europa.
También como parte del Plan Más Seguridad Energética, se ha designado a Enagás GTS (Gestor Técnico del Sistema) como entidad transitoria responsable del sistema de garantías de origen para los gases renovables.
Otro hito alcanzado recientemente ha sido la botadura del primer barco de bunkering de GNL en el que participa Enagás como accionista a través de su filial Scale Gas. El coste bruto ha ascendido a 40 millones de euros y ha recibido una ayuda de la Comisión Europea por el 20% del importe.
En lo referente a la estrategia de la compañía en rotación de activos, los principales hitos alcanzados en 2022 son la venta de la participación de Enagás del 45,4% en GNL Quintero por 639 millones de euros, con una plusvalía neta de 135 millones de euros, y la desinversión en Enagás Renovable, con una participación actual de la compañía del 60%.
Además, en enero de 2023 se ha producido la compra de una participación adicional del 4% en TAP a AXPO con una inversión de 168 millones de euros. Con ello, Enagás ha aumentado su participación al 20% en el accionariado de esta infraestructura. En 2023, TAP aportará dividendos a Enagás por valor de alrededor de 70 millones de euros.
En el primer cuatrimestre de 2023 está previsto el cierre de la venta de Gasoducto Morelos, que generaría una plusvalía del entorno de 40 millones de euros en 2023.
Acuerdo histórico en la UE con H2Med
Tras un acuerdo histórico para impulsar H2Med, Enagás, junto con los Transmission System Operators (TSOs) de Portugal y Francia, presentaron a Proyecto de Interés Común (PCI) de la UE el primer corredor de hidrógeno entre estos tres países para aumentar la flexibilidad y garantizar la continuidad del suministro a Europa.
El 22 de enero, el Gobierno de España anunció un acuerdo para que Alemania se una al proyecto H2Med. El proyecto permitirá transportar 2 millones de toneladas de hidrógeno verde a Europa, que se producirán en la Península Ibérica.
Para alcanzar este reto, Enagás tiene un papel fundamental en la Red Troncal Española de Hidrógeno para conectar los principales centros de producción de hidrógeno con la demanda local y las interconexiones europeas.
El papel de la compañía como TSO es totalmente compatible con el de Hydrogen Network Operator (HNO) y la red actual de gasoductos de Enagás está preparada al 100% para transportar hidrógeno y coincide en un 80% con el trazado de la red troncal de hidroductos.
H2Med conlleva el desarrollo de una Red Troncal Española de Hidrógeno, que Enagás presentó también a la convocatoria de PCIs el 15 de diciembre. La inversión bruta total estimada de H2Med es de 2.500 millones de euros, y la de la Red Troncal Española de Hidrógeno es de 4.670 millones de euros hasta 2030.
Para 2023 Enagás prevé el lanzamiento de Calls for interest no vinculantes para la Red Troncal Española de Hidrógeno, empezando por el Eje de la Vía de la Plata. También este año está prevista en Europa la aprobación de la lista de proyectos presentados para ser designados como de interés común.
La planificación vinculante futura que defina el Gobierno, como parte de la política energética, marcará los siguientes pasos.
Objetivos para 2023
La compañía prevé un BDI para 2023 de entre los 310 y los 320 millones de euros —debido a la reducción de ingresos establecida en el marco regulatorio— y un EBITDA del entorno de los 770 millones de euros. Las filiales previsiblemente aportarán unos dividendos de entre 190 y 200 millones de euros.
Como parte del cumplimiento del Plan de Eficiencia contemplado en el Plan Estratégico 2022-2030, Enagás mantiene en 2023 el estricto control de gastos operativos.
La compañía mantiene su política de dividendo de 1,74 euros por acción para 2023.
ESG como pilar fundamental de Enagás
Enagás mantiene el liderazgo en los principales índices de sostenibilidad, destacando el Dow Jones Sustainability Index World, en el que se mantiene por 15º año consecutivo con una de las puntuaciones más altas de su sector, y la calificación ‘Top 5%’ en el S&P Global ESG Score 2022. Asimismo, Enagás es líder mundial de su sector en el Gender Equality Index de Bloomberg y ha obtenido la calificación ESG más alta de su sector en el índice de sostenibilidad FTSE4Good.
En línea con su esfuerzo de mejora continua en este ámbito, Enagás ha actualizado su Estrategia de Sostenibilidad de acuerdo a su Plan Estratégico, poniendo el foco en la descarbonización de sus operaciones y su cadena de valor, la transformación centrada en las personas y la gobernanza para asegurar la debida diligencia en derechos humanos y medio ambiente.
El objetivo establecido incluía la plusvalía de la venta del gasoducto de Morelos (380-390 millones de euros). Se espera cerrar esta operación en el primer cuatrimestre de 2023.
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