Enagas S.A.

Investor Presentation • Oct 22, 2024

Resultados 9M2024

22 Octubre 2024

Índice

Hitos 3T2024

03 Posicionamiento ESG

restablecimiento de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), tras su aprobación por el Consejo de Ministros

1.1 Hitos del 3T2024

Enagás continúa, durante los nueve primeros meses del año, con una elevada ejecución del Plan Estratégico 2022 - 2030

Principales ejes del Plan Estratégico 2022-2030

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	Posicionamiento
03	ESG

1.2 Seguridad de suministro. Rotación de activos

Rotación de activos: venta de Tallgrass Energy

Cierre de la venta de la participación en Tallgrass Energy el pasado 29 de julio

• El 10 de julio, Enagás comunicó la venta de su participación en la sociedad americana Tallgrass Energy por 1.100M\$ a Blackstone, con el objetivo de afrontar el ciclo inversor del hidrógeno, fortalecer el balance y reforzar la política de dividendos de Enagás, así como su sostenibilidad a largo plazo.
• El 29 de julio, la compañía comunicó el cierre de la operación.
• Del importe acordado, 50 millones de dólares estaban pendientes de recibir hasta la obtención de una autorización administrativa en curso. Dicha autorización e importe asociado a la misma se recibieron el pasado mes de septiembre.
• La caja recibida por la rotación de Tallgrass Energy ha sido utilizada para cancelar deuda en dólares por importe de 700 millones. El resto de la caja disponible se destinará a la amortización de un bono que vence en febrero de 2025.
• Los impactos positivos de esta operación son los siguientes:

Endeudamiento	Cuenta de resultados	Balance	Perfil de negocio
Reducción significativa de la deuda neta (-1Bn€)		Solidez de la política de dividendos, así como su sostenibilidad a largo plazo	Mejora del perfil de riesgo de negocio de la compañía
DN 2024E: ~2,4Bn€ DN 2026E: ~2,4Bn€	Mejora del gasto financiero asociado a
	deuda en ~40M€ anuales	Refuerzo del Balance para acometer el Plan de	Mejora del rating
Reducción del coste bruto de la deuda de 2,8% a 2,4% en 2026		Inversiones de Hidrógeno a partir de 2027	crediticio a BBB+ desde BBB, de S&P y Fitch

Plan de Eficiencia

1.3 Plan de Eficiencia y control de gastos: financieros y operativos

Hitos ⁰¹ 3T2024 ⁰² Resultados

Control de gastos operativos recurrentes Control de gastos financieros

• Intensificación del Plan de Eficiencia para minimizar el impacto de la inflación en los costes gestionables. La inflación en España se sitúa en el mes de septiembre en el 1,5%.

• Enagás mantiene su compromiso de crecimiento máximo anual de los gastos de explotación recurrentes de ~1% TACC en el periodo 2022-2026.

• Sólida estructura financiera y alta posición de liquidez (3.431M€ a 30 de septiembre de 2024).

• Control de gastos financieros, 95%* de la deuda bruta a tipo fijo.
• Coste financiero de la deuda bruta a 30 de septiembre de 2,7%.
• Tras la transacción de Tallgrass Energy, el coste de la deuda bruta esperado a final de año es de 2,6%.

*Incluyendo instrumentos de cobertura de tipo de interés.

03 Posicionamiento ESG

1.4 Avances en la transición energética

Hitos del tercer trimestre y esperados para el año

Próximos pasos:

• Lanzamiento conjunto, el 7 de noviembre en Madrid, de la Call for Interest del corredor internacional H2Med con los operadores de Portugal (REN), Francia (Teréga y GRTGaz) y Alemania (OGE).
• Celebración del III Día del Hidrógeno de Enagás el 29 de enero de 2025

7

03 Posicionamiento ESG

1.4 Avances en la transición energética

Hitos europeos

Green Deal reforzado con una apuesta firme por el Hidrógeno renovable y por una red de H² interconectada

Ursula von der Leyen intensifica el compromiso de Europa con el hidrógeno y sus infraestructuras

• La Presidenta de la Comisión Europea anticipó su apoyo al desarrollo del hidrógeno y sus infraestructuras en su discurso de investidura y en el programa para su segundo mandato que presentó al Parlamento Europeo el 18 de julio: "Invertiremos en medidas de eficiencia energética, en la digitalización de nuestro sistema energético y en el despliegue de una red de hidrógeno".
• En la Mission Letter enviada por Von der Leyen al comisario designado de Energía y Vivienda, Dan Jørgensen, que actuará bajo las directrices de Teresa Ribera, designada Vicepresidenta Ejecutiva para una Transición Limpia, Justa y Competitiva, destaca las siguientes medidas:
  • Despliegue prioritario de la red de hidrógeno europea y de las inversiones en infraestructuras de energía renovable e interconexiones.
  • Desarrollo de mecanismos conjuntos de demanda agregada de hidrógeno.
  • Implementación absoluta de REPowerEU y descarbonización de la industria a través del Clean Industry Deal.

Informes Letta y Draghi

▪ La Presidenta de la Comisión Europea, insta a seguir los informes Letta y Draghi que coinciden en la necesidad de una red de hidrógeno interconectada que vincule oferta y demanda

03 Posicionamiento ESG

1.4 Avances en la transición energética

PNIEC 2023 - 2030

El documento definitivo del PNIEC 2023-2030 aumenta la ambición de la Hoja de Ruta del hidrógeno en cuanto a potencia instalada de electrolizadores, supera los objetivos de la RED III para penetración en el sector movilidad y reemplazo del actual consumo de H² en la industria, y da un claro impulso a H2Med.

▪ Se mantiene el consumo de gas natural, respecto al borrador, lo que refuerza el mensaje de que los ciclos combinados y las infraestructuras gasistas actúan como respaldo de garantía de suministro del sector eléctrico aportando la flexibilidad necesaria para ajustar generación y consumo.

▪ Se incrementa el foco sobre el hidrógeno verde:

12 GW de potencia de electrolizadores, triplicando la de la Hoja de Ruta y aumentando en +1GW la previsión del borrador

Reemplazo del 74% del actual consumo de H² gris en la industria y contribución de combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO) en el sector transporte del 3,56%

Impulso al desarrollo del Corredor Ibérico del hidrógeno H2Med promovido por los gobiernos de España, Portugal, Francia y Alemania

El PNIEC 2023 – 2030 refuerza la posición de España entre los países más avanzados en la transición energética en Europa

La red troncal de hidrógeno es prioritaria para garantizar la cobertura de la demanda nacional, así como actuar de habilitador de exportaciones por el Corredor Ibérico H2Med, con puesta en marcha prevista en 2030

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	Posicionamiento
03	ESG

1.4 Avances en la transición energética

Proyecto de Ley para el restablecimiento de la Comisión Nacional de la Energía (CNE)

• El Proyecto de ley de restablecimiento de la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha iniciado su tramitación parlamentaria en el Congreso de los Diputados, tras su aprobación por el Consejo de Ministros el pasado 24 de septiembre.
• Según los plazos establecidos, la CNE podría quedar constituida en el segundo trimestre de 2025.
• El proyecto de ley incorpora funciones muy relevantes para el desarrollo del marco regulatorio del sector del hidrógeno, como:
  • o Establecimiento de la metodología para la retribución de las terminales e instalaciones de transporte y distribución de hidrógeno.
  • o Conexión y el acceso a las instalaciones de hidrógeno.
  • o La estructura y la metodología de los peajes de acceso.
  • o Metodología relativa a la prestación de servicios de balance
  • o Retribución del operador de la red de hidrógeno.

El Proyecto de Ley de restablecimiento de la CNE sienta las bases para considerar al hidrógeno como un sector regulado en España

	Posicionamiento
03	ESG

1.5 Comportamiento del Sistema Gasista

Sistema Gasista español: contribución a la seguridad de suministro en España y Europa

▪ Disponibilidad y garantía de suministro del 100%.

▪ España ha recibido gas natural de 12 países diferentes. Punto estratégico de entrada de GNL de Europa.

▪ Crecimiento sostenido de la demanda industrial en torno al 3%.

▪ 100% de llenado de los AASS a mediados de agosto, superando las obligaciones de llenado establecidas según normativa europea y nacional.

▪ Nueva subasta anual de slots de cargas en septiembre 2024. Más de 950 slots de carga de GNL contratados hasta 2039. Elevado interés en asignación de cargas para bunkering contribuyendo a la descarbonización del transporte marítimo.

▪ Procedimiento que establece la metodología para el seguimiento, control y autorización de las cargas de GNL realizadas en el Sistema Gasista Español, cumpliendo con el paquete de sanciones de la Unión Europea, aprobado a través de la Decisión del Consejo Europeo (PESC) 2024/1744 de 24 de junio.

	Posicionamiento
03	ESG

1.6 Comportamiento del Sistema Gasista

Demanda Industrial 9M2024

Evolución de la demanda de gas natural en los primeros nueve meses del año

La demanda total de gas natural ha descendido un -8,6% en los nueve primeros meses del año, comparada con el 9M2023, debido a los siguientes factores:

• La demanda convencional en los primeros nueve meses del año ha ascendido un +2,3%.
  • o Este incremento se debió principalmente a un mayor consumo industrial, +3,1%, con el crecimiento de la demanda en los sectores del refino, químico, farmacéutico y cogeneración.
  • o Compensado parcialmente por el descenso de la demanda doméstico comercial -2,2% motivado por las altas temperaturas de los primeros meses del año.
  • o La cogeneración experimenta un aumento del +13%, respecto a la actividad de los meses previos a la aprobación del nuevo marco regulatorio de la industria de cogeneración.
• Descenso de la demanda de gas para generación eléctrica (-33,0%) por el aumento de la generación renovable, principalmente hidráulica y solar.

Hitos 1T2024 Resultados 9M2024

2.1 Resultados financieros

Cuenta de Resultados

El BDI en los nueve primeros meses del año evoluciona para superar el objetivo anual actualizado en julio

M€	9M2024	9M2023	Var. %
Ingresos totales	665,2	672,7	(1,1%)
Gastos de explotación	(235,2)	(245,1)	(4,0%)
Rdo. Sociedades Participadas	142,8	144,4	(1,1%)
EBITDA	572,8	572,0	0,1%
Amortizaciones	(215,7)	(198,7)	8,6%
PPA	(33,3)	(38,5)	(13,5%)
EBIT	323,8	334,8	(3,3%)
Resultado financiero	(48,9)	(66,9)	(26,9%)
Impuesto de sociedades	(40,9)	(50,8)	(19,5%)
Minoritarios	(0,4)	(0,3)	33,3%
BDI (sin impacto rotación de activos)	233,5	216,7	7,8%
Impacto rotación de activos	(363,7)1	42,22
BDI	(130,2)	258,9

• El impacto del marco regulatorio en los ingresos de la compañía se ha compensado por el incremento de otros ingresos regulados (fundamentalmente COPEX e impacto positivo de la planta de Musel E-Hub que se puso en marcha en julio de 2023).
• Los gastos operativos recurrentes evolucionan en línea para alcanzar el objetivo anual de crecimiento máximo del +1%.
• El resultado de sociedades participadas se mantiene en línea con el del año anterior.
• Mejora del resultado financiero, principalmente por mayores ingresos asociados a la remuneración de la caja y reducción de deuda.
• El BDI evoluciona positivamente para superar el objetivo del año.

Nota 1: Corresponde a la minusvalía contable por la venta de Tallgrass Energy que se desglosa en 356,2M€ de impacto en el resultado financiero (que incluye 42M€ de diferencias de conversión) y 7,5M€ de impacto en el impuesto de sociedades.

Nota 2: Incorpora la plusvalía neta por el cierre de la venta del gasoducto de Morelos por importe de +42,2M€.

	Posicionamiento
03	ESG

2.1 Resultados financieros

Flujos de caja y evolución de deuda neta

Fuerte reducción de la deuda neta de la compañía tras la venta de Tallgrass Energy

Nota*: El importe de inversiones netas incluye la desinversión en TGE e inversiones en infraestructuras nacionales y europeas (Stade)

Nota*: Del importe del precio de venta de Tallgrass Energy, 95 millones de dólares están depositados en un fideicomiso hasta que el IRS (Internal Revenue Service) – autoridad fiscal americana – emita un certificado de exención del withholding tax, en el que se reconozca que Enagás Holding USA ha obtenido una pérdida con motivo de la venta de la participación en Tallgrass Energy y por tanto no tiene obligaciones fiscales ante el fisco americano. El plazo estimado de obtención de dicho certificado es entre 6 y 12 meses desde el cierre de la operación

03	Posicionamiento
	ESG

2.1 Resultados financieros

Tipología de deuda

Sólida estructura financiera y elevada posición de liquidez

Apalancamiento	Sept. 2024	Dic. 2023
Deuda neta	2.421M€	3.347 M€
Deuda neta/EBITDA ajustado1	3,2x	4,3x
FFO/Deuda neta	27,2%	18,7%2
Coste financiero de la deuda bruta	2,7%	2,6%

Liquidez	Sept. 2024	Dic. 2023	Vencimiento
Tesorería	1.268 M€	838 M€
Club Deal	1.550 M€	1.550 M€	Enero 2029
Líneas operativas	612 M€	921 M€	Oct 24 – Ene 27
TOTAL	3.431 M€	3.309 M€

El coste financiero de la deuda bruta es del 2,7%

Deuda bruta a tipo fijo 95%³

Vencimientos de deuda (M€) ⁴

Vencimientos de deuda una vez cerrada la venta de TGE y amortizada la deuda

Vida media de la deuda 5 años

(1) EBITDA ajustado por los dividendos recibidos de las sociedades participadas.

(2) FFO/DN 18,7%: el FFO no incluye el pago de los impuestos asociados a las ventas de GNL Quintero y Morelos por 72M€. El ratio no incluye los ajustes de la metodología de las Agencias de Rating.

(3) Incluyendo instrumentos de cobertura de tipo de interés.

(4) Los vencimientos no incluyen los pagos de arrendamientos financieros (NIIF16)

03 Posicionamiento ESG

2.2 Resultados financieros: Sociedades Participadas

Evolución de las Sociedades Participadas

Perú	TAP	Desfa	Stade
GSP ▪ No habiendo una nueva indicación del Tribunal sobre la fecha de emisión del laudo, los asesores legales de la compañía estiman que el mismo se dictará en el corto plazo. TGP Está siendo un activo clave ▪ para la seguridad de suministro de Perú.	▪ TAP continúa contribuyendo a la garantía y seguridad de suministro en Europa, habiendo transportado cerca de 40 bcm de gas natural azerí a Europa desde su puesta en operación comercial. ▪ La compañía continúa trabajando para implementar la expansión de los +1,2bcms a partir de 2026, así como para lanzar en 2025 la fase vinculante del Market Test de una nueva ampliación.	▪ El 1 de octubre entró en operación la planta de regasificación flotante (FSRU) de Gastrade en Alexandroupolis, proyecto en el que Desfa tiene un 20% de participación. La FSRU es clave para mejorar la seguridad energética en el sudeste de Europa, al proporcionar una nueva ruta para llevar gas natural a la región.	▪ Prosiguen los trabajos para la puesta en marcha de la FSRU. ▪ Comienzo de la construcción de la primera terminal terrestre de GNL en Alemania (Stade).

Hitos 1T2024 Posicionamiento ESG

Hitos ⁰¹ 3T2024 ⁰² Resultados

3.1 Posicionamiento ESG

Avances en sostenibilidad

Ratings ESG		Puntuación	Posición relativa
	S&P Global (CSA)	87/1001	Pendiente 1
	FTSE Russell	4.6/5	Líder Oil & Gas pipelines
	MSCI	A (7.1/10)	Top 59% Utilities
	ISS - ESG	B (65,46/100)	1º Decil Gas & Electricity Network Operators
	Sustainalytics ESG Risk Rating	14.9 Low Risk2	2º Gas Utilities
	Bloomberg Gender Equality Index	87.6/100	Líder Utilities
	Equileap	74%	Top 20 global
	CDP Cambio Climático	A	CDP CC A List 2023

El compromiso y avance en sostenibilidad permiten mantener la posición de liderazgo en los principales ratings ESG

1. Información provisional a 25 de septiembre de 2024. La posición relativa de Enagás en el sector Gas utilities será publicada el 13 de diciembre. 2 Sustainalytics ESG Risk Rating otorga menor puntuación a compañías con nivel de exposición más bajo y mejor desempeño ESG.

Objetivos 2024 y

Conclusiones

Hitos 01 Resultados 9M2024 3T2024	Posicionamiento Resultados 02 03 ESG 9M2024	Objetivos 2024 y 04 Conclusiones
Objetivos 2024
	Objetivos marcados Feb 2024	Objetivos tras la venta de TGE Jul 2024
▪ Beneficio después de impuestos	260M€ / 270M€	270M€ / 280M€ Incluyendo la minusvalía contable asociada a la venta de TGE en el cierre de -363,7M€ el BDI de 2024 sería:
El resultado está en línea para superar el objetivo anual actualizado en julio		-90M€ / -80M€
▪ EBITDA	750M€ / 760M€	730M€ / 740M€
Deuda Neta ▪	~ 3.400M€	~ 2.400M€
▪ Dividendo	1,00 €/acción	1,00 €/acción

Conclusiones

• El BDI en los nueve primeros meses del año evoluciona para superar el objetivo anual actualizado en julio.
• Avance en la ejecución del Plan Estratégico en los tres principales ejes:
  • Venta de la participación en Tallgrass Energy con impacto positivo en el perfil de riesgo, (BBB+) y refuerzo de la política de dividendos de Enagás, así como su sostenibilidad a largo plazo.
  • Plan de Eficiencia: control exhaustivo de gastos operativos.
  • Avances en la transición energética y en el calendario del hidrógeno:
    • Autorización del Gobierno a Enagás para iniciar la tramitación del H2Med, la red española de hidrógeno y los almacenamientos asociados al H² .
    • Inicio del proceso de transposición del paquete de Gas&H² mediante una Consulta Pública Previa (CPP) por parte de MITECO.
    • Publicación de la versión final del PNIEC para el período 2023 2030 por parte del Gobierno.
    • Solicitud de fondos CEF (Connecting Europe Facility) para los estudios de los proyectos incluidos en la lista de PCIs, para H2Med la solicitud se ha realizado con cartas de apoyo de los Gobiernos de Portugal, España, Francia y Alemania.
    • Lanzamiento conjunto, el 7 de noviembre en Madrid, de la Call for Interest del corredor internacional H2Med con los operadores de Portugal (REN), Francia (Teréga y GRTGaz) y Alemania (OGE).
    • El Proyecto de ley de restablecimiento de la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha iniciado su tramitación parlamentaria en el Congreso de los Diputados, tras su aprobación por el Consejo de Ministros el pasado 24 de septiembre.
• El Sistema Gasista afronta 2024 con la máxima robustez y confianza para contribuir a la seguridad de suministro de España y Europa.
• Enagás continúa trabajando en la seguridad de suministro y en la descarbonización para contribuir a la lucha contra el cambio climático.
• 22 ▪ Enagás tiene previsto actualizar su Plan Estratégico 2022–2030 coincidiendo con la presentación de los resultados anuales en el primer trimestre de 2025

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