Enagás ha presentado este martes sus resultados del primer semestre de 2026, con un beneficio neto de 126,9 millones de euros, lo que supone una caída del 27,9% frente a los 176 millones del mismo periodo de 2025. La razón es clara: en 2025 se contabilizaron plusvalías atípicas por la venta de Soto la Marina y el ajuste de valor de Gasoducto Sur Peruano (GSP). Sin esos extraordinarios, el beneficio recurrente después de impuestos se situó en 118,6 millones, un suelo que permite a la gasista reafirmar su objetivo anual de 235 millones de euros.
Cifras del semestre: el peso de los atípicos y la solidez del recurrente
La compañía que preside Arturo Gonzalo ha logrado mantener la senda operativa. El Ebitda del semestre alcanzó 314 millones de euros, un 4,7% inferior al del año anterior, lastrado por el recorte de ingresos regulados de 30 millones que impone el actual marco tarifario. La entrada en operación del buque Alisios y la consolidación de la filial de fibra óptica Axent compensaron parcialmente esa merma, con aportaciones de 6,0 y 6,3 millones, respectivamente.
Las participadas, sobre todo la ampliación de capacidad del Trans Adriatic Pipeline (TAP), sumaron 86,3 millones al Ebitda, 6,2 millones más que hace un año. Este colchón externo alivia la presión doméstica. La deuda neta bajó en 170 millones desde cierre de 2025, hasta 2.305 millones de euros, con una liquidez holgada de 2.626 millones. La vida media de la deuda se mantiene en 4,4 años, un perfil cómodo.
El beneficio recurrente después de impuestos alcanzó 118,6 millones, en línea con la senda hacia los 235 millones anuales. La empresa insiste en que la cifra es coherente con el objetivo, teniendo en cuenta que los ingresos regulados por ‘copex’ se concentran en el segundo semestre.
Hidrógeno y marco regulatorio, los auténticos motores
La clave, sin embargo, no está en las cuentas del semestre. El mercado mira más allá: al nuevo marco regulatorio para 2027-2032 y al despliegue del hidrógeno verde. El pasado 26 de junio, la CNMC publicó las propuestas de circulares para el cálculo de la retribución del transporte y regasificación. Ahora el Consejo de Estado analiza el texto; Enagás está personada como parte interesada. El resultado de esta batalla regulatoria definirá la rentabilidad futura de los activos gasistas.
Mientras, la apuesta por el hidrógeno avanza sobre el terreno. El 30 de junio, Enagás solicitó al Ministerio para la Transición Ecológica la autorización administrativa, la declaración de impacto ambiental y la utilidad pública de los cuatro primeros tramos de la Red Troncal Española de Hidrógeno. La tramitación, conforme a la normativa TEN-E, durará unos 18 meses. Además, el resto de los tramos se presentarán entre el cuarto trimestre de 2026 y el primero de 2027.
La ‘call for interest’ lanzada en el semestre ha registrado 128 empresas y cerca de 300 proyectos de hidrógeno. En paralelo, el corredor H2med recibió un nuevo espaldarazo ministerial en París el 6 de julio. El hidroducto BarMar, pieza clave, ha superado la fase de participación pública y arranca la ingeniería de detalle (FEED).
La caída del beneficio neto es un espejismo contable. El mercado mira a 2027 y al hidrógeno, y ahí es donde Enagás se juega su valoración.
El nuevo marco retributivo 2027-2032: la gran incógnita
El auténtico examen para Enagás no lo aprueba con este semestre. La CNMC ha puesto sobre la mesa unas circulares que determinarán la retribución de las infraestructuras gasistas entre 2027 y 2032. El Consejo de Estado tiene ahora la palabra. De la resolución depende que los ingresos regulados por ‘copex’ sigan siendo un pilar o se conviertan en un lastre.
Enagás necesita un marco que no castigue a los activos de gas mientras invierte en hidrógeno. El beneficio recurrente de 118,6 millones es la base para los 235 millones anuales. Cumplir esa cifra es factible, pero sensible a los gastos y a los ingresos de Axent o el buque Alisios.
A mi juicio, la compañía ha hecho los deberes financieros. La reducción de deuda, la liquidez y el control de costes operativos son argumentos sólidos para afrontar un periodo de incertidumbre regulatoria. Sin embargo, el riesgo está en que el nuevo marco para 2027-2032 podría rebajar la retribución de los activos de transporte, justo cuando necesitan fondos para la red de hidrógeno. Eso obligaría a acelerar desinversiones o a buscar nuevos socios, como ya hizo al vender el 40% de Enagás Renovable a Hy24 en abril.
La demanda de gas apenas crece: un 0,4% en el semestre, hasta 163,6 TWh. La generación eléctrica absorbe el aumento, pero la industria se contrae. Los 2.251 ‘slots’ contratados hasta 2041 reflejan confianza, pero el negocio tradicional no muestra vigor. El futuro es el hidrógeno.
Veredicto Merca2
Cotización al cierre o apertura: Los títulos de Enagás cotizaban planos tras la publicación de los resultados, moviéndose en el entorno de los 16,50 euros por acción. El mercado descuenta ya que 2026 es un año de transición y pone el foco en el marco regulatorio de 2027.
Clave técnica: El valor ha respetado en las últimas sesiones el soporte de los 16,20 euros, nivel que coincide con la directriz alcista de medio plazo. La superación de los 17,00 euros activaría una señal de compra con objetivo en los 18,50 euros, siempre que el escenario regulatorio no descarrile.
Apunte macro: La prima de riesgo española cotizaba en el entorno de los 75 puntos básicos durante la mañana del martes, 22 de julio, sin cambios relevantes. La demanda de gas para generación eléctrica, que crece un 10,6%, refleja un mix energético todavía muy dependiente de los ciclos combinados, lo que otorga valor estratégico a las infraestructuras de Enagás.
