22 de julio 2026Resultados
1S2026
Hitos 1S2026
1.Marco regulatorio del gas natural 2027 -2032 2.Rotación de activos 3.Avances en hidrógeno02Resultados 1S202603
Objetivos 202604
Conclusiones05Contexto energético y Sistema Gasista en España01
Contexto energético y Sistema Gasista en
España
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401 01.1 Contexto energético y Sistema Gasista en España Contexto energético y Sistema Gasista en España 4El contexto geopolítico actual pone de relieve el carácter estratégico y la resiliencia del Sistema Gasista Español para garantizar la seguridad de suministro ▪El conflicto en Irán ha ocasionado un descenso en el suministro mundial de GNL de aproximadamente el 20%.
▪El mercado mundial de GNL mantiene un equilibrio ajustado entre oferta y demanda , si bien la entrada en operación de nuevos proyectos en EE.UU. y África incrementará la capacidad de producción a finales de 2026.
▪España no ha recibido
aprovisionamientos procedentes
del Golfo Pérsico en 2026. En 2025, Qatar aportó únicamente el 1,7% del suministro de GNL en España.
▪Relación bilateral España – Argelia . Aprovisionamiento Precios Infraestructuras ▪Antes del inicio del conflicto, el precio promedio en TTF se situaba ~30 €/ MWh y actualmente se sitúa ~60 €/ MWh , lo que supone un tensionamiento del precio de la energía.
▪Europa ha pagado un sobrecoste energético por el conflicto de 500M€/día1.
▪Solo en la factura del gas , el impacto en Europa asciende a más de 10.000M€. Para España, ~1.200M€. ▪España dispone de un sistema gasista sólido y resiliente , respaldado por una elevada capacidad de recepción y almacenamiento de GNL.
▪En el primer semestre de 2026 se han
recibido aprovisionamientos
procedentes de 13 orígenes diferentes, poniendo de manifiesto la elevada capacidad de diversificación de España.
Nota 1: Fuente: Intervención en abril de Ursula Von der Leyen en el Parlamento Europeo.
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501 La demanda total de gas natural del mercado nacional subió un +0,4% en el primer semestre 01.1 Contexto energético y Sistema Gasista en España Evolución de la demanda de gas natural en España 5▪Incremento del consumo de gas para generación eléctrica (+4,4 TWh), debido principalmente al papel de los ciclos combinados en el refuerzo del sistema eléctrico .
▪Los valores más altos de consumo se han registrado durante las olas de calor de los meses de junio y julio, debido a la alta demanda eléctrica doméstica.+10,6% Demanda para generación eléctrica
-3,1%
Demanda convencional
▪Descenso del -3,1% de la demanda doméstico comercial por efecto de un invierno más cálido .
▪Descenso de la demanda industrial (-3,2%) debido principalmente al menor consumo de la cogeneración. Este efecto se compensa parcialmente con el crecimiento de los sectores de química, farmacéutica y refino.
▪2.251 slots contratados hasta 2041 , reflejando el carácter estructural de la demanda y el papel del sistema gasista español como infraestructura estratégica a largo plazo .Subasta de capacidad de descarga en plantas de regasificación celebrada en junio+0,4%
163,6
TWh 162,9
TWh 1S2025 1S2026Demanda total de natural gas
Hitos
1S2026
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702 02. Hitos 1S2026 Hitos primer semestre 2026 7Avances en el marco regulatorio del gas natural 2027 -2032 ▪El 26 de junio, tras el período de consulta pública, la CNMC publicó las propuestas revisadas de las circulares por las que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de las instalaciones de transporte y regasificación de gas natural, así como, la circular por la que se establece la tasa de retribución financiera (TRF) .
▪Las circulares se encuentran actualmente en análisis por parte del Consejo de Estado , cuyo informe preceptivo será remitido a la CNMC para su aprobación final.
▪El 25 de junio el MITECO1 sometió a consulta pública el proyecto de Real Decreto por el que se establece la metodología de cálculo de la retribución regulada de los almacenamientos subterráneos .
Avances en hidrógeno ▪Toma de FIDs y avance en la ejecución de proyectos de producción de hidrógeno.
▪La transposición de l a Directiva RED III amplía el horizonte y la ambición de los objetivos de RFNBOs2 en el transporte por carretera a 2040 y establece las bases para una sólida demanda regulatoria de hidrógeno en España .
▪Lanzamiento en mayo de 2026 de dos Call for Interest (H₂ y CO₂)3.
▪La Red Troncal española de hidrógeno y el corredor H2med avanzan de acuerdo con el calendario previsto.
▪Solicitud al MITECO de autorización administrativa para los cuatro primeros tramos de la Red Troncal.Elevado grado de ejecución de la Actualización Estratégica 2025 -2030 ▪Anuncio de la adquisición de un 20% de la planta de regasificación de Saggas a Osaka Gas.
▪Anuncio de la a dquisición del 31,5% de Teréga a GIC.
▪Cierre de la venta del 40% de Enagás Renovable a Hy24.Rotación de activos Nota1: MITECO: Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico.
Nota2: RFNBOs : Renewable Fuels of Non-Biological Origin , Combustibles Renovables de Origen No Biológico.Nota3: En la Call for Interest de H2 se registraron más de 120 empresas, con ~300 proyectos presentados.
En la Call for Interest de CO2 se registraron más de 69 empresas, con ~125 proyectos presentados.
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802 02.1 Marco Regulatorio del Gas Natural 2027 - 2032 Marco Regulatorio 2027 - 2032 8➢El 26 de junio, tras el período de consulta pública, la CNMC publicó las propuestas de circulares revisadas, por las que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de las instalaciones de transporte y regasificación de gas natural, así como la circular por la que se establece la tasa de retribución financiera (TRF) .
➢Las circulares se encuentran actualmente en análisis por parte del Consejo de Estado, cuyo informe preceptivo será remitido a la CNMC para su aprobación final. Enagás está personada como parte interesada en el procedimiento del Consejo de Estado.
➢El 25 de junio el MITECO sometió a consulta pública el proyecto de Real Decreto por el que se establece la metodología de cálculo de la retribución regulada de los almacenamientos subterráneos , con una metodología alineada con las circulares de transporte y regasificación . La fase de alegaciones concluyó el 9 de julio.
Retorno de la inversión ▪La TRF se incrementa de 5,44% a 6,46% .
▪Actualización de la metodología WACC que establece la TRF combinando datos históricos y prospectivos e incorporando ajustes para reflejar mejor los costes reales de financiación.▪Marco regulatorio protegido contra la inflación .
▪Actualización valores unitarios en el periodo 2027 –2032:
I.Actualización de valores históricos a precios de 2025.
II.Actualización prospectiva de la inflación para los años 2027 –2032, basada en las predicciones del BCE (IPC del +2% anual).
III.Reconocimiento de un margen operativo explícito.
▪RMP: Reconocimiento de eficiencias en OPEX por mejora de la productividad , compartidas al 50% entre la empresa y el sistema gasista.Operación y mantenimiento Remuneración para activos en fin de vida útil REVU - Retribución para la Extensión de la Vida Útil ▪Mecanismo que garantiza la disponibilidad de los activos que han alcanzado el final de su vida útil regulatoria.
▪Remuneración que compensa los costes adicionales derivados de la operación de estos activos. Incentivos para desarrollo sostenible (IDS) ▪Alineación de la retribución regulada con los objetivos climáticos .
▪Fomento del uso del gas natural como alternativa más limpia en el transporte terrestre y marítimo ( bunkering ).
▪Impulso a la inyección de gases renovables en la red, incluyendo biometano y H2 renovable , y el suministro de BioGNL .
Incentivo para la Fiabilidad y Valorización de Activos
IFVA
▪Incentiva la extensión de vida útil de los activos amortizados y supone un gran ahorro frente a la alternativa de reemplazarlos por otros nuevos.
▪Componente regulatorio adecuado para sistemas maduros.
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902 02.1 Marco Regulatorio del Gas Natural 2027 - 2032 Marco Regulatorio 2027 - 2032 9▪Estabilidad y visibilidad regulatoria para el sector.
▪Incentivos a la integración del H2 y los gases renovables .
▪Incentivos a la extensión de la vida útil regulatoria de los activos.
▪Promoción de la disponibilidad de las infraestructuras .
▪Refuerzo del apoyo a las plantas de regasificación . Marco técnicamente sólido ▪Marco sencillo y transparente , basado en una metodología WACC y con protección frente a la inflación.
▪Propuesta técnica robusta , alineada con estándares europeos y comparable a modelos regulatorios de referencia.
▪Adaptado a la madurez y actividad actual del Sistema Gasista.
Estable y predecible ▪Período regulatorio de 6 años sin revisiones intermedias .
▪Estabilidad y visibilidad de los flujos de caja de la compañía.
▪Seguridad jurídica.
▪Rentabilidad razonable de la actividad regulada 2027 –2032, en línea con operadores europeos comparables.Oportunidades de mejora ▪Reconocimiento íntegro de los costes de CO₂ y otros costes operativos (emisiones fugitivas, ciberseguridad, sistemas, etc.) .
▪Metodología del cálculo del coste de la deuda en la TRF.
▪Mejora del margen de opex .
Adaptado a las Orientaciones de Política Energética
del Gobierno
Marco técnicamente sólido, adaptado a la madurez del sistema gasista y alineado con otras regulaciones europeas
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Localización del activo02.2 Rotación de activos Adquisición de un 20% de la planta de Saggas a Osaka Gas 10Activo clave en la seguridad de suministro y descarbonización de España Descripción del activo ▪Terminal de recepción, descarga, almacenamiento y regasificación de gas natural licuado situado en el puerto de Sagunto (Valencia).
▪Capacidad de almacenamiento y regasificación :
−Capacidad de almacenamiento de GNL 600.000m3: ~18% del total nacional.
−Capacidad de regasificación 1.000.000Nm3/h: : ~15% del total nacional.
▪Relevancia estratégica de Saggas:
−Cobertura de la demanda convencional y de generación eléctrica en la zona de influencia.
−Contribución a la seguridad y diversificación de suministro de gas del Sistema Gasista español.
−Posición privilegiada en el Arco Mediterráneo, siendo un punto clave de comunicaciones.
−Activo estratégico para la descarbonización por la potencial integración de proyectos de infraestructuras ligados a la logística del CO2.
−La operación se enmarca en el proceso de consolidación de la posición de Enagás en seguridad de suministro de España y Europa.
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02.2 Rotación de activos Adquisición de un 20% de la planta de Saggas a Osaka Gas 11Impacto financiero positivo y creación de valor a largo plazo para Enagás Creación de valor para EnagásEstructura accionarial
post transacción
7,5%
92,5%~ 24M€
Contribución
media
EBITDA~ 4M€
Contribución
media a BDI2 Contribución media a Enagás en el período 2027 -2032 Consolidación por integración global3▪Activo regulado con una elevada visibilidad de los flujos de caja de la compañía .
▪Rentabilidad de la inversión ( equity ) ~ 8% ▪La operación aporta incremento del BDI desde el primer año .
▪Saggas pasará a consolidarse por integración global .
▪El cierre de la operación está previsto antes de final de 2026 y está condicionada a la obtención de las correspondientes autorizaciones regulatorias.
Nota 1: En el cálculo del RAB neto se tienen en cuenta los componentes regulatorios, incluidos en la propuesta de las circula res, por las que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de las instalaciones de transporte y regasificación de gas natural 2027 -2032.
Nota 2: Incluye el PPA y el gasto financiero estimado asociado a la compra.
Nota 3: Tras el cierre de la operación, la contribución de Saggas al EBITDA y al BDI registrada actualmente mediante el métod o de puesta en equivalencia (cuyo impacto estimado 2027 -2032 en EBITDA y en BDI asciende a ~6M€ y ~1M€, respectivamente), dejará de reconocerse y pasará a consolidarse mediante integración global. Las magn itudes anteriores reflejan el impacto standalone de la integración global de SAGGAS.Rentabilidad
~ 8%
Rentabilidad de
la inversión
(equity )Precio
31M€
1,07x Múltiplo
EV / RAB1
(2025)
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40,5% 31,5%18,0%10,0%02.2 Rotación de activos Adquisición del 31,5% de Teréga a GIC 12Teréga: TSO francés con infraestructuras clave para el sistema energético francés y europeo Ubicación estratégica de conexión a Europa
Gasoductos
en el suroeste de Francia5.100 km
Almacenamientos
subterráneos2
Capacidad de
almacenamiento en Francia27% ▪La operación encaja plenamente con el Plan Estratégico de Enagás y aporta beneficios para las dos compañías y los dos países .
▪Refuerza la seguridad de suministro y avanza en los objetivos de descarbonización en ambos países, manteniendo la independencia de los dos operadores.
▪La entrada de Enagás en Teréga fortalece el desarrollo industrial, la alineación estratégica y el liderazgo europeo de las compañías.
▪Enagás aporta una perspectiva industrial y europea complementaria a la de Snam .
Estructura accionarial post transacción
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02.2 Rotación de activos Encaje estratégico de Teréga: impulso al desarrollo de proyectos estratégicos para la seguridad de suministro y la transición energética 13▪Enagás y Teréga, junto a Natran , REN y OGE, reforzarán el enfoque coordinado transfronterizo en el corredor H2med.
▪El proyecto ha obtenido la calificación PCI1 por parte de la Comisión Europea.Desarrollo de H2med ▪Proyecto estratégico para apoyar la descarbonización industrial.
▪El proyecto ha obtenido la calificación PCI1 por parte de la Comisión Europea.Proyecto CCUS
Proyecto CCUS
Nota 1 : PCI: Proyecto de Interés Común.
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02.2 Rotación de activos La participación en Teréga refuerza el crecimiento y la generación de valor para Enagás 14La operación ya ha obtenido la autorización de la Comisión Europea La obtención del resto de autorizaciones avanza según lo previsto y se espera en el tercer trimestre El cierre de la operación, una vez obtenidas las autorizaciones, está previsto en el tercer trimestre del año Nota 3 : Incluye los intereses del bono obligatoriamente convertible suscrito por los accionistas, PPA preliminar ( -8M€) y el gasto fin anciero estimado asociado a la compra. Nota 2 : Incluye los dividendos y los intereses del bono obligatoriamente convertible suscrito por los accionistas. No incluye gasto financiero asociado a la compra.~15M€
Contribución
media BDI
Enagás
2027-20323~40M€
Contribución
media
Flujo de caja
2027-20322~33M€
Contribución
media Resultado
de Sociedades
Participadas
2027-2032573M€
Precio de la
adquisición1,07x –1,08x
Múltiplo 1
EV / RAB (2025)~8%
Rentabilidad de la inversión ( equity )~7%
Cash yield % medio 2027 -2032 Nota 1 : Cifra final en función de la inflación definitiva establecida.
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▪El incremento de la participación de Hy24 hasta el 80% de Enagás Renovable refuerza el compromiso de uno de los principales inversores mundiales en hidrógeno limpio y biometano con el proyecto , respaldando su estrategia de crecimiento.02.2 Rotación de activos Cierre de la venta del 40% de Enagás Renovable a Hy24 15▪Impacto positivo en el BDI: ~9,5 M€ en 2026.▪Precio de la transacción: 48 M€ .
▪La participación de Enagás en Enagás Renovable tuvo como objetivo principal impulsar el desarrollo del biometano y del hidrógeno renovable en España .
▪Considerando el avance en el despliegue de la Red Troncal de Hidrógeno que Enagás está desarrollando como HTNO, Enagás ha iniciado un proceso de desinversión en Enagás Renovable para la separación efectiva entre el HTNO y la actividad de producción y comercialización.
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Avances en Europa ▪El 4 de marzo, la Comisión Europea presentó su propuesta oficial del Reglamento de Aceleración Industrial.
–25% mínimo de acero bajo en carbono en contratación pública a partir de 2029.
▪España se mantiene como hub de H2 en la 3ª subasta del Banco Europeo del Hidrógeno , y como el país con un coste medio de producción más competitivo .
–5,3 €/kg LCOH1
(- 4% respecto al valor de la 2ª Subasta) ▪El 10 de julio la Comisión Europea anunció la 4ª subasta del Banco Europeo del Hidrógeno .
▪En la actualidad ~500 km de hidroductos ya están en operación en Europa , de los cuales un 90% están ubicados en Alemania.Avances en Alemania ▪El 15 de junio, el regulador alemán (BNetzA ) lanzó a consulta el segundo borrador del Plan de Desarrollo de la Red de Gas e Hidrógeno 2025 -
2037/2045 .
▪Los principales aspectos son:
–Se confirma la necesidad de la red aprobada en octubre de 2024 con puesta en marcha 2032, incluida la conexión con H2Med.
–El borrador contempla 9.206km de infraestructuras de H2, un +2% vs la red aprobada en octubre 2024.
▪Transposición de la Directiva RED III, incrementando la ambición para el transporte, que supone un impulso a la demanda regulatoria. Avances en España ▪Habilitación a la CNMC para la supervisión de proyectos PCI de hidrógeno: avance muy importante en el establecimiento del marco regulatorio del hidrógeno en España (RDL 7/2026).
▪La transposición de la Directiva RED III amplía el horizonte y la ambición de los objetivos de RFNBOs en el transporte por carretera a 2040 y establece las bases para una sólida demanda regulatoria de hidrógeno en España .
▪Lanzamiento en mayo de 2026 de dos Call for Interest (hidrógeno y CO₂).
▪400MW de FIDs aprobados en el 1S2026:
–100MW Petronor .
–300MW Proyecto Onuba (Moeve ) Valle Andaluz del H2.
▪Previsto en el tercer trimestre el inicio de la tramitación en audiencia pública del Anteproyecto de Ley para la trasposición de la Directiva (UE) 2024/1788 relativa a normas comunes para los mercados interiores de gases renovables, gas natural e hidrógeno.02.3 Avances en hidrógeno Avances relevantes para el H2 renovable 16 Nota 1: LCOH ( Levelised Cost of Hydrogen ) medio en proyectos españoles.
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02.3 Avances en hidrógeno H2med: hitos clave del semestre 17▪Lanzamiento ingeniería de detalle, en el tramo español para el ducto.
▪En desarrollo la ingeniería básica extendida de la estación de compresión.
▪Avance de los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) , en los tramos portugués y español, tanto de ducto como de la estación de compresión.
▪Emitido estudio básico de la línea eléctrica para el suministro a la estación de compresión. H2med
CelZaBarMar
▪Finalización de la fase Pre -FEED y aprobación del paso a la fase FEED (Front End Engineering and Design ) tanto para el ducto como para la estación de compresión de Barcelona.
▪Progreso de las campañas de reconocimiento marítimo y medioambiental , con la segunda campaña actualmente en ejecución.
▪Finalizado el despliegue del Plan conceptual de participación pública, con una participación positiva de los stakeholders de España y Francia. Desarrollo según la hoja de ruta establecida ➢Apoyo institucional a H2med y BarMar en la reunión minist erial d el High Level Group on Interconnections for South -West Europe celebrado el 6 de julio en París.
Reunión ministerial del High Level Group on Interconnections for South -West Europe
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02.3 Avances en hidrógeno Red Troncal: hitos clave del semestre Desarrollo según la hoja de ruta establecida ▪Plan conceptual de participación pública completado en 13 Comunidades Autónomas y alrededor de 500 municipios.
▪Lanzamiento de la Call for Interest de Enagás sobre infraestructuras de hidrógeno verde con el fin de actualizar el interés del mercado .
–Más de 120 empresas registradas.
–Alrededor de 300 proyectos presentados.
▪Finalizada la ingeniería básica de todos los tramos de ducto de nueva construcción y de las tres estaciones de compresión.
▪Solicitado, el 30 de junio, al MITECO la autorización administrativa del proyecto de ejecución , la declaración de impacto ambiental y la declaración de utilidad pública de los cuatro primeros tramos de la red troncal.
–El proceso administrativo para la aprobación definitiva , conforme al Reglamento TEN -E, tiene una duración estimada de 18 meses .
–Tramos asociados a los principales focos de demanda temprana de hidrógeno renovable impulsada por la transposición de la Directiva RED III en el sector del transporte.
▪Petición de autorización administrativa del resto de los tramos de la Red Troncal prevista en el 4T2026 / 1T2027.
18
Resultados
1S2026
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2003
M€ 1S2026 1S2025 Var. %
Ingresos regulados 440,3 448,0 (1,7%) Otros ingresos 24,1 11,6 108,0% Ingresos totales 464,4 459,6 1,0% Gastos de explotación (236,7) (210,3) 12,5% Gastos recurrentes (148,9) (148,4) 0,4% Gastos no recurrentes1 (87,8) (62,0) 41,6% Rdo. Sociedades Participadas 86,3 80,1 7,8%
EBITDA 314,0 329,3 (4,7%)
Amortizaciones (139,7) (142,5) (2,0%)
PPA (11,6) (12,1) (4,0%)
EBIT 162,7 174,7 (6,9%)
Resultado financiero (26,6) (22,4) 18,8% Impuesto de sociedades (17,3) (22,2) (22,3%) Minoritarios (0,2) (0,3) (39,6%) BDI (sin impacto de no recurrentes) 118,6 129,8 (8,6%) Impactos rotación activos y laudo GSP 8,3246,33 BDI 126,9 176,003.1 Cuenta de resultados Resultados financieros según lo previsto para alcanzar los objetivos
anuales
20Nota 1: Los gastos no recurrentes incluyen los costes asociados al sellado de los pozos de Castor e indexados a demanda (audi tados).
Nota 2: Incluye principalmente el efecto de la venta del 40% de Enagás Renovable.
Nota 3: Cierre de la venta de Soto de la Marina (+5,1M€) y plusvalía contable neta de GSP (+41,2M€).▪Impacto del marco regulatorio ( -30M€) en ingresos regulados compensado parcialmente por el incremento de otros ingresos regulados (fundamentalmente por los trabajos del sellado de los pozos de Castor, compensados a nivel EBITDA en la línea de gastos).
▪Incremento de la línea de Otros ingresos fundamentalmente por la puesta en marcha del barco Alisios (+6,0M€) y por el efecto de la consolidación de Axent (+6,3M€), tras su compra en el mes de octubre de 2025.
▪Plan de eficiencia: gastos operativos recurrentes similares al 1S2025 , si bien, se espera que a final de año estén en línea con objetivo anual.
▪Desempeño positivo de las Sociedades Participadas , cuya contribución en el 1S2026 (86M€) ha sido un 7,8% superior a la del primer semestre de 2025.
▪EBITDA según lo previsto para alcanzar el objetivo del año (620M€) gracias a la efectividad del Plan de Eficiencia en gastos y al buen comportamiento de Sociedades Participadas.
▪Mayor resultado financiero como consecuencia de un menor ingreso financiero de la caja, principalmente por la bajada de tipos y por un menor saldo medio de tesorería, compensado parcialmente por una mejora de los gastos financieros.
▪Coste medio de la deuda bruta 2,0% (vs. 2,2% en 1S2025).
▪BDI recurrente según lo previsto para alcanzar el objetivo anual (235M€).
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03.2 Plan de eficiencia en gastos Efectividad del Plan de Eficiencia: control exhaustivo de gastos operativos y financieros 21▪Los gastos operativos recurrentes se mantienen en línea (+0,4%) con respecto a los del primer semestre de 2025, como resultado de la aplicación del Plan de Eficiencia en costes implantado por la compañía.
▪Evolución semestral de acuerdo con el objetivo de crecimiento anual .Control de gastos operativos recurrentes Coste financiero de la deuda ▪Control de gastos financieros con más del 80% de la deuda a tipo fijo.
▪Coste financiero de la deuda bruta a 30 de junio de 2026 de 2,0% (vs. 2, 2% en junio 2025).302,9M€ 301,0M€148,4M€ 148,9M€
1S2025 1S2026+0,4%
302,9M€ 301,0M€2,2%2,0%
1S2025 1S2026
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03.3 Flujos de caja y evolución de deuda neta Generación de Cash Flow y evolución de deuda neta en el primer semestre, según lo previsto con el objetivo de deuda a final de año
22Deuda Neta
Junio 2026Deuda Neta
Diciembre 2025
Nota 1: La variación del capital circulante ha estado influida principalmente por menores primas facturadas y por ajuste en p eajes.
El 4 de diciembre de 2025, el Tribunal Supremo dictó una sentencia favorable a Enagás, reconociendo su derecho a percibir las prestaciones de operación y mantenimiento del almacenamiento de Castor. Tras dicha sentencia positiva, el cobro de las prestaciones de operación y mantenimiento del almacenamiento, por un importe de 129 millo nes de euros, está previsto en el segundo semestre de 2026.
Nota 2: El epígrafe de “Inversión neta” incluye la inversión en infraestructuras y nuevos negocios adyacentes (54,3M€) que se compensa fundamentalmente por la desinversión del 40% en Enagás Renovable (48M€).FFO Capital Circulante Inversión neta Otros2.475 M€
2.305 M€121 M€(193 M€)
Dividendos
sociedades
participadas(97 M€)(6,5 M€)(290 M€)
5,5 M€
2 1
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03.4 Estructura financiera Estructura financiera a cierre de 1S2026 Las agencias de calificación crediticia S&P y Fitch mantienen el rating de Enagás en BBB+ con
perspectiva estable
23Nota 1: El gráfico de vencimientos no incluye NIIF16, ~25M€ al año hasta 2031.718 M€
Tesorería1.550 M€
Club Deal
(vencimiento enero 2030)
358 M€
Líneas operativas
(vida media ~2,5 años)
38Liquidez: 2.626M€
Tipología de deuda 38Apalancamiento Vencimientos de deuda (M€)1 4,4 años Vida media de deuda12%
Arrendamientos
(NIIF 16)
78%
Mercados de
capitales8%
Deuda
institucional
2%
Banca
comercial
Coste financiero de deuda bruta: 2,0% Más del 80% de deuda a tipo fijoJun. 2026 Jun. 2025 Deuda neta 2.305 M€ 2.299 M€ Deuda neta/EBITDA ajustado 3,4 X 3,3x FFO/Deuda neta 27,4 % 28,3% Coste financiero de la deuda bruta 2,0 % 2,2% Tesorería 718 M€ 1.025 M€ 98%
EUR2%
USD
61500750
13 52 46 46 46 36 2026 2027 2028 2029 2030 2031 Deuda institucional Mercado de capitales Deuda bancaria
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03.5 Perú
Avance laudos Perú 24▪Las audiencias del recurso de anulación contra el laudo de GSP se desarrollaron el pasado 20 de junio y 1 de julio ante el Comité ad hoc designado por el CIADI . La decisión final que resuelva este recurso está prevista para el primer semestre de 2027.
▪El importe total del laudo de GSP que el Gobierno de Perú deberá pagar a Enagás , de acuerdo con las sentencias publicadas por el CIADI el 20 de diciembre de 2024 y la rectificación del 23 de mayo de 2025, asciende a 303 M$.
▪De acuerdo con la última comunicación del Tribunal Arbitral, el laudo de TGP se espera que se dicte durante el próximo mes de septiembre.
▪Enagás reitera su plena disposición al diálogo con la nueva Administración peruana de Keiko Fujimori para avanzar hacia una solución acordada respecto a la situación de la Compañía en Perú.
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2503
03.6 Avances en sostenibilidad
Liderazgo ESG
Los principales ratings ESG reconocen a Enagás como una de las compañías líderes mundiales en materia de sostenibilidad 25
Sustainability
Yearbook 2026
S&P Global Ratings ESG1Puntuación Posición relativa S&P Global (CSA 2025)
MSCI
ISS - ESG
Sustainalytics ESG Risk Rating
Equileap91/100
AA (7,5/10)
B+ (74,3/100)
15,9 Low Risk 2 76%2º sector Gas Utilities Top 46% Utilities 1º Decil Gas & Electricity
Network Operators
2º Gas Utilities 2º en España 1º en Utilities Nota 1: Puntuación y posición relativa a 17 de julio de 2026.
Nota 2: Sustainalytics ESG Risk Rating otorga menor puntuación a compañías con nivel de exposición más bajo y mejor desempeño ESG.
La inclusión de Enagás en el
Sustainability Yearbook
2026 y la posición en el Top 1% ponen en valor el compromiso y desempeño de la compañía en materia de sostenibilidad como uno de los líderes del sector.
Objetivos 2026
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Evolución positiva de los resultados para el cumplimento de los objetivos 2026, sin incluir los impactos de las operaciones de rotación de activos 04. Objetivos 2026
Objetivos 2026
27Beneficio recurrente
después de impuestos ~235 M€ Estructura financiera FFO/DN > 15% compatible con rating
crediticio BBB+
Dividendo1,00
euro/acción
EBITDA~620 M€
Deuda Neta~2,4 Bn€ Inversión prevista1~225 M€ Nota 1: El desglose de la cifra de inversiones es el siguiente: infraestructuras gas natural (negocio regulado) ~ -100M€; infraestructura s de hidrógeno ~ -50M€; nuevos negocios y adyacentes ~ -55M€ y otros ~ -20M€.
Conclusiones
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29Conclusiones
El Marco Regulatorio 2027 -2032 avanza en su proceso de aprobación y se presenta como una propuesta técnicamente sólida , adaptada a la madurez del Sistema Gasista, alineada con las Orientaciones de Política Energética del Gobierno y con otras regulaciones europeas y que aporta seguridad jurídica.
La transposición de l a Directiva RED III amplía el horizonte y la ambición de los objetivos de RFNBOs en el transporte a 2040 y establece las bases para una sólida demanda regulatoria de hidrógeno en España.
Los resultados semestrales muestran un desempeño positivo de la compañía y evolucionan según lo previsto para alcanzar los objetivos anuales . Las adquisiciones de Saggas y Teréga están plenamente alineadas con el Plan Estratégico de Enagás :
refuerzan la seguridad de suministro, impulsan la descarbonización de España y Francia y mejoran el perfil de crecimiento y la sostenibilidad del dividendo de Enagás .
Respaldo institucional a la Red Troncal Española y H2med, con avances significativos en ingeniería, consulta pública, tramitación de permisos y despliegue comercial .
Los principales ratings ESG reconocen a Enagás como una de las compañías líderes mundiales en materia de sostenibilidad.El contexto geopolítico actual pone de relieve el carácter estratégico y la resiliencia del Sistema Gasista Español para garantizar la seguridad de suministro .
Limitación de responsabilidad Este documento puede contener hipótesis de mercado, información procedente de diversas fuentes y afirmaciones de carácter prospectivo respecto a las condiciones financieras, los resultados de explotación, el negocio, la estrategia y los planes de Enagás S.A. y sus filiales .
Dichas hipótesis, información y afirmaciones de carácter prospectivo no son garantías de una rentabilidad futura e implican riesgos e incertidumbres, pudiendo los resultados reales diferir considerablemente de dichas hipótesis y afirmaciones prospectivas como consecuencia de diferentes factores .
Enagás, S.A. no se manifiesta ni ofrece ninguna garantía respecto a la exactitud, integridad o precisión de la información aquí contenida . Este informe no deberá tomarse en ningún caso como una promesa o declaración de la situación pasada, presente o futura de la compañía o su grupo .
Se advierte a analistas e inversores que no deben confiar indebidamente en las afirmaciones prospectivas, las cuales implican importantes hipótesis y opiniones subjetivas, y que por tanto pueden resultar no ser correctas .
Enagás no se compromete a actualizar la información aquí recogida ni a corregir las inexactitudes que pudiera contener ; tampoco se compromete a hacer públicos los resultados de las revisiones que puedan realizarse de dichas afirmaciones prospectivas para reflejar sucesos o circunstancias posteriores a la fecha de esta presentación, incluidas, entre otras, las variaciones en el negocio de Enagás o adquisiciones estratégicas o para reflejar la incidencia de eventos inesperados o una variación de sus valoraciones o hipótesis .
Muchas gracias
Reliable energy for a decarbonized future