Lo que la call añade a las cifras

Detalle regulatorio, geopolítico y de proyectos de la presentación de resultados 1S 2026, ausente en el resumen de cifras

Presentación de resultados 22 jul. 2026
1S 2026

El contexto geopolítico que enmarca toda la call

El conflicto de Irán y el Estrecho de Ormuz —por donde pasa ~20% del GNL y crudo mundial— ha costado a la UE unos €70.000M en sobrecoste energético

España se presenta como excepción relativa: almacenamiento subterráneo al 73% de capacidad (20 puntos por encima de la media europea), y la mayor capacidad de regasificación (27%) y almacenamiento en tanques (37%) de Europa. Junio de 2026 fue, según Copernicus, el mes de junio más caluroso jamás registrado en el continente.

Los mecanismos clave del nuevo marco regulatorio 2027-2032

Tasa de retribución financiera (FRR)

6,46%

Costes de O&M protegidos frente a la inflación, corrigiendo una anomalía del marco actual

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REVU

Retribución por extensión de vida útil

Ligado a activos de más de 50 años, como la planta de GNL de Barcelona

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IFVA

Solo 10%

del coste de sustituir un activo por uno nuevo — incentivo a mantener activos ya amortizados

Cómo se paga el nuevo marco

El conjunto del nuevo marco supone una reducción media del 7% de los ingresos regulados de la compañía frente al marco actual, pese a la subida de la FRR
Se añaden incentivos de desarrollo sostenible (SDI) para impulsar el uso de gas natural en transporte marítimo y terrestre, y la inyección de gases renovables en la red
Enagás ha solicitado en fase de alegaciones el reconocimiento íntegro de costes de emisiones de CO2 y ciberseguridad, y una metodología de coste de deuda más defendible
El proceso sigue en el Consejo de Estado; tras su informe preceptivo, la CNMC dará la aprobación final

Los cinco factores detrás del resultado del semestre

Impacto negativo del marco regulatorio vigente: −€30M
Mayores otros ingresos por la puesta en marcha del buque Alisios (Scale Green Energy) y la consolidación de la fibra óptica Axent, adquirida en octubre de 2025
Plan de eficiencia: gastos operativos recurrentes planos en el semestre
Control financiero: 80% de la deuda a tipo fijo, coste financiero de la deuda bruta reducido al 2%; liquidez de €2.620M
Filiales: contribución de €86,3M al EBITDA, +7,8% interanual, impulsada por el aumento de capacidad de TAP de 1,2 bcm/año

Hidrógeno: hitos del semestre

Detalle de proyectos no incluido en las cifras financieras

Subasta europea del hidrógeno

€5,3/kg

precio medio más competitivo de Europa, España en cabeza; 4ª subasta anunciada para fin de 2026

Red alemana de hidrógeno

9.206 km

previstos en el plan alemán 2025–2045; hoy solo ~500 km operativos en Europa, 90% en Alemania

Llamada de interés (H2)

128

empresas, ~300 proyectos maduros presentados en la Red Troncal española

Llamada de interés (CO2)

empresas, 125 proyectos presentados para logística de CO2

H2med y Red Troncal, paso a paso

Apoyo institucional europeo al corredor H2med confirmado el 6 de julio en la reunión ministerial de París, con los ministros de Portugal, España y Francia y el comisario europeo Dan Jorgensen
BarMar: consultas públicas completadas en España y Francia; aprobado el inicio de la fase FEED (ingeniería de detalle)
CelZa: ingeniería de detalle lanzada en el tramo español; estudios de impacto ambiental iniciados en Portugal y España
Red Troncal: ingeniería básica completada para los nuevos gasoductos y las 3 estaciones de compresión; consulta pública conceptual completada en 13 comunidades autónomas y ~500 municipios
El 30 de junio se solicitó la autorización administrativa previa para los primeros 4 tramos; el proceso de permisos completo tomará unos 18 meses

Detalle financiero de Saggas, Teréga y Enagás Renovable

Saggas: retorno de ~8%, aportación media de €24M al EBITDA y €4M al beneficio neto en el periodo 2027-2032; posible integración con infraestructuras de logística de CO2
Teréga: retorno de ~8%, aportación de ~€15M al beneficio neto en 2027-2032; autorización de la Comisión Europea ya obtenida; cierre estimado en el 3T 2026
Venta del 40% de Enagás Renovable por €48M, con un impacto de +€9,5M en el beneficio neto de 2026; el grupo Hy24 (inversor líder en hidrógeno verde y biometano) pasa a ser accionista mayoritario
Ambas adquisiciones (Saggas y Teréga) ya están incluidas en la previsión de deuda neta de ~€3.000M a cierre de 2026

Arbitrajes en Perú

Calendario dado en la call

Caso	Situación	Próximo hito
Gasoducto Sur Peruano (GSP)	Vistas de anulación celebradas el 20 jun. y 1 jul. ante el comité ad hoc del ICSID	Laudo final esperado en el 1S 2027
TGP	Comunicación del tribunal arbitral recibida	Laudo esperado en septiembre de 2026
Nueva administración peruana	Presidenta electa Keiko Fujimori, toma posesión el 28 de julio	Enagás buscará abrir diálogo tras la investidura

Del Q&A con analistas

Contexto directo de la dirección, no incluido en el resumen de cifras

Javier Suárez · Mediobanca

Preguntó cuándo presentará Enagás un plan estratégico con compromiso explícito de capex para el hidrógeno.

Arturo Aizpiri confirmó que la compañía presentará un nuevo plan estratégico en el primer semestre de 2027, con calendario de despliegue de capex y el nuevo compromiso de inversión ya definidos.

Ignacio Doménech · JB Capital

Preguntó por la generación de caja 2027-2032 y el margen para combinar dividendo e inversión.

La dirección estimó un fondo de operaciones (FFO) de ~€3.800M para el periodo 2027-2032 (media anual de ~€630M: ~€380M del negocio regulado en España, ~€200M de filiales y ~€50M de flujos de hidrógeno), con capacidad de apalancamiento adicional de ~€1.400M manteniendo el ratio FFO/deuda neta por encima del 15%, compatible con el rating BBB+.

James Brand · Deutsche Bank

Preguntó si hay margen en el balance para más adquisiciones y por el desglose de costes de hidrógeno.

Aizpiri descartó nuevas grandes adquisiciones a corto plazo (aunque no cierra la puerta a oportunidades que cumplan una TIR mínima del 8%), y confirmó que en 2026 todo el gasto de hidrógeno es capex —ningún coste operativo de hidrógeno está incluido en la cifra de gastos recurrentes— y se activa en la futura base de activos regulados (RAB).