Enagás obtuvo un beneficio neto de 204,1 millones de euros en los nueve primeros meses del año, lo que representa un 22,3% menos que los 262,8 millones de euros del mismo periodo de 2025, en el que incluía las plusvalías de las ventas de Soto la Marina y de Sercomgas y la plusvalía contable neta de Gasoducto Sur Peruano (GSP), cifra que incluye el efecto positivo de la venta del 40% de Enagás Renovable. Según ha comunicado la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el beneficio recurrente después de impuestos alcanzó los 195,8 millones, en línea con el objetivo anual de alrededor de 235 millones.
The company records the positive impact of selling 40% of its renewable subsidiary. The demand for gas to generate electricity rises by 19%
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Enagás obtuvo un beneficio neto de 204,1 millones de euros en los nueve primeros meses del año, lo que representa un 22,3% menos que los 262,8 millones de euros del mismo periodo de 2025, en el que incluía las plusvalías de las ventas de Soto la Marina y de Sercomgas y la plusvalía contable neta de Gasoducto Sur Peruano (GSP), cifra que incluye el efecto positivo de la venta del 40% de Enagás Renovable. Según ha comunicado la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el beneficio recurrente después de impuestos alcanzó los 195,8 millones, en línea con el objetivo anual de alrededor de 235 millones.
El ebitda de la compañía que dirige Arturo Gonzalo se situó en el periodo en 491,5 millones de euros, con lo que evoluciona positivamente para alcanzar el objetivo de 620 millones previsto para el ejercicio. Según indica Enagás, gestor del sistema gasístico y transportista, estos resultados reflejan el impacto de marco regulatorio 2021-2026, que terminó el pasado 1 de octubre, sobre los ingresos regulados de la compañía (-45,1 millones), parcialmente compensado por la contribución de otros ingresos como la entrada en operación del buque Alisios LNG (+5,4 millones de euros) y el efecto de la consolidación de la compañía de fibra óptica Axent (+5,9 millones de euros).
Las sociedades participadas aportaron 145,8 millones de euros al ebitda, un 23,9% más que los 117,7 millones de euros registrados en el mismo periodo de 2025, principalmente por la ampliación de la capacidad del gasoducto Trans Adriatic Pipeline (TAP) y por la adquisición del 31,5% del operador francés Teréga, completada el 30 de julio.
Gracias a la efectividad del plan de eficiencia, según Enagás, los gastos operativos recurrentes ―sin tener en cuenta los gastos asociados a nuevos negocios― se situaron en 213,4 millones de euros, un -0,4% con respecto a los de los nueve primeros meses de 2025. Se espera que a final de año estos gastos estén en línea con lo previsto (+1,5%).
El coste financiero de la deuda bruta mejoró del 2,2% a 30 de septiembre de 2025, al 2,1% a 30 de septiembre de 2026. La compañía tiene más del 80% de su deuda a tipo fijo, con una vida media de 3,9 años. La compañía, considera que mantiene un balance sólido, compatible con mantener la política de dividendo de un euro por acción.
En los nueve primeros meses de 2026, las infraestructuras de hidrógeno continuaron su avance en ingeniería, tramitación administrativa y desarrollo comercial, y se finalizaron los procesos de participación pública. Superada la fase de ingeniería básica de BarMar (pre-FEED), que confirmó su viabilidad técnica, Enagás inició en el tercer trimestre la fase de ingeniería de detalle (FEED) de este hidroducto submarino que unirá Barcelona y Marsella.
Asimismo, la compañía completó gran parte de sus trabajos preliminares de ingeniería y medio ambiente de la Red Troncal Española de Hidrógeno y finalizó en el tercer trimestre el Plan Conceptual de Participación Pública de esta Red y del corredor H2med. El 30 de septiembre, el Ministerio para la Transición Ecológica inició la tramitación de los cuatro primeros tramos de la Red Troncal Española de Hidrógeno, asociados a los principales focos de demanda temprana de hidrógeno renovable en España, impulsada por la transposición de la Directiva RED III en el sector del transporte, y se localizan en Andalucía, Aragón, Cataluña y País Vasco.
La demanda total de gas natural alcanzó en España los 242 TWh en los primeros nueve meses de 2026, un 2,6% más que en el mismo periodo del año anterior. Este crecimiento se debió principalmente al aumento del 19% de la demanda de gas para generación eléctrica (ciclos combinados), lo que volvió a poner de manifiesto el papel de los ciclos combinados como respaldo para la seguridad del suministro eléctrico.
En los últimos meses, la compañía ha realizado varias operaciones corporativas: en julio alcanzó un acuerdo para adquirir a Osaka Gas su participación del 20% en la planta de regasificación de Saggas, en Sagunto, por 31 millones de euros, con lo que alcanzará una participación del 92,5%. Ese mismo mes, completó la adquisición del 31,5% de Teréga al fondo GIC por 573 millones de euros, con lo que refuerza la posición en Europa, “lo que contribuye a impulsar la seguridad de suministro y los objetivos de descarbonización de España y Francia, manteniendo la independencia de ambos operadores”, según la empresa.
El 1 de octubre entró en vigor la nueva metodología para calcular la retribución de las actividades de transporte y regasificación de gas natural, así como la tasa de retribución financiera aplicable durante el periodo 2027-2032, aprobada por la CNMC. El nuevo marco regulatorio supondrá un ahorro para el Sistema Gasista del 10%, comparado con ell precedente.
Asimsmo, Enagás finalizó con éxito el sellado definitivo de los 13 pozos del almacenamiento de gas Castor, con la colocación de tres tapones en cada uno de ellos, en cumplimiento del mandato del Ministerio para la Transición Ecológica tras el acuerdo adoptado en Consejo de Ministros de 31 de octubre de 2019, para el sellado y abandono definitivo de los pozos.
