Enagas S.A.

Investor Presentation • Oct 24, 2023

Resultados 9M2023

24 Octubre 2023

01

Hitos 3T2023

Ejecución del Plan Estratégico 2022-2030

1.1 Hitos alcanzados en el 3T2023: Ejecución Plan Estratégico 2022 – 2030

Los hitos del tercer trimestre del año están alineados con la rápida ejecución del Plan Estratégico 2022 – 2030

Principales ejes del Plan Estratégico 2022-2030

ESG 9M2023 ⁰⁴ Objetivos y Conclusiones

1.2 Seguridad de suministro e inversiones

Cierre de dos acuerdos relevantes para Enagás

Cierre de la entrada de Enagás en Hanseatic Energy Hub (Stade LNG en Alemania)

• Enagás ha adquirido el 10% de las acciones del consorcio Hanseatic Energy Hub (HEH).
• Stade LNG consta de:
  • Una Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) con puesta en marcha en enero 2024.
  • Una terminal terrestre de GNL que se prevé que entre en funcionamiento en 2027, y que estará preparada para operar con amoniaco verde.
• Decisión final de inversión (FID) en la terminal terrestre prevista a finales de 2023.

Cierre del acuerdo entre Enagás y Reganosa para crear un hub energético en el noroeste peninsular

• El 29 de septiembre, Enagás y Reganosa cerraron el acuerdo:
  • Adquisición por parte de Enagás de la red de gasoductos de Reganosa (53,5M€).
  • Reganosa pasa a ser accionista de Musel Energy Hub (25%) por 99,9M€.
• Esta transacción favorece la creación de un gran hub energético en el noroeste peninsular.
• Reganosa ha cedido a Enagás su posición como promotor del hidroducto entre Guitiriz (Lugo) y Zamora, candidato a Proyecto de Interés Común (PCI) por la Unión Europea.
• Enagás adjudicó a Endesa los servicios logísticos de la planta de El Musel.

Continuidad de la política de rotación de activos anunciada en el Plan Estratégico, desinvirtiendo en aquellos activos non-core, como ha sido ya el caso de GNL Quintero y Morelos, y focalizándose en inversiones de seguridad de suministro y descarbonización en España y Europa

ESG 9M2023 ⁰⁴ Objetivos y Conclusiones

1.3 Avances en la transición energética y en la red de infraestructuras de H2

Proceso de Call for Interest

El 14 de septiembre, Enagás lanzó el proceso de Call for Interest para los primeros ejes de la Red Troncal Española de Hidrógeno

Contrastar las necesidades del mercado de H2 en un proceso no vinculante, así como las de amoniaco, oxígeno y CO2

Impulsar el desarrollo de infraestructuras de hidrógeno necesarias para atender los objetivos de España y Europa

Dinamizar el mercado de H2, conectando oferta y demanda como agente catalizador con vocación de empresa de utilidad pública

Garantizar un proceso abierto, transparente y no discriminatorio

Proceso coordinado con los agentes clave del sector, cuyo resultado permitirá contextualizar la oferta y la demanda de hidrógeno nacional e internacional

La visión de la infraestructura de hidrógeno a 2030 y 2040, en línea con procesos similares de Manifestación de Interés que están realizando otros países para la integración del futuro mercado europeo de H2

El resultado del proceso de Call for Interest se comunicará el 31 de enero de 2024 coincidiendo con el II Día del Hidrógeno de Enagás

1.3 Avances en la transición energética y en la red de infraestructuras de H2

Avances en el calendario de Call for Interest

• Nota*: Sujeto a los desarrollos regulatorios en proceso

1.3 Avances en la transición energética y en la red de infraestructuras de H2

Evento H2Med en Berlín: An example of European energy cooperation

8

H2Med se posiciona como el primer corredor de hidrógeno verde para Alemania

• El 18 de octubre, el operador alemán OGE se sumó a Enagás, GRTgaz, Teréga y REN como promotores del corredor de hidrógeno verde europeo H2Med.
• H2Med transportará hidrógeno verde producido en España y Portugal, aportando a los países del noroeste de Europa, principalmente Alemania, hasta 2 millones de toneladas, lo que representa el 10% del objetivo de consumo total para Europa que fija REPowerEU para 2030.
• Se espera que en 2030 el consumo de hidrógeno verde en Alemania sea de 3,9 millones de toneladas, de los cuales el 50%-70% será importado.
• El pasado mes de diciembre, el proyecto H2Med, junto con los proyectos asociados al mismo, se presentaron a la convocatoria de Proyectos de Interés de Común (PCIs) europeos.
• H2Med y la red troncal española de hidrógeno avanzan de forma positiva en el proceso de ser considerados como PCIs, decisión que se espera para antes de final de año.

ESG 9M2023 ⁰⁴ Objetivos y Conclusiones

1.4 Implementación del plan de eficiencia y control de gastos operativos

El Plan de Eficiencia continúa dando resultados

Control de gastos operativos

▪Control exhaustivo de los gastos operativos en la gestión de las infraestructuras, costes de O&M y energéticos, con el objetivo de minimizar el impacto de la inflación en los costes gestionables.

▪Impulso a la digitalización y soluciones innovadoras con foco en la eficiencia y en la mejora de procesos.

▪España presenta una de las tasas de variación anual del IPC más bajas de la Unión Europea: 3,5% en septiembre.

02

Resultados

9M2023

ESG 9M2023 ⁰⁴ Objetivos y Conclusiones

2.1 Comportamiento del Sistema Gasista

El Sistema Gasista español continúa operando con la máxima robustez, contribuyendo a la seguridad de suministro en Europa

• Disponibilidad del 100%
• Garantía del suministro del 100%

▪ Elevada diversificación del suministro, gracias a la versatilidad de las plantas de regasificación españolas (16 orígenes diferentes en los 9 primeros meses del año)

• Llenado total de los almacenamientos subterráneos desde el mes de agosto, por primera vez en la historia (100% 9M2023 vs 90% 9M2022)
• Nivel de llenado medio del trimestre en los tanques de GNL del 61%. A 30 de septiembre de 2023, el 46% del GNL almacenado en Europa se encontraba en los tanques de las plantas españolas

▪ Puesta en marcha de la terminal de El Musel, que forma parte del Plan Más Seguridad Energética aprobado por el Gobierno en octubre de 2022. La planta de El Musel podrá aportar hasta 8 bcm/año de GNL para reforzar la seguridad de suministro energético de Europa

Resultados			Objetivos y
9M2023 9M2023	ESG	04	Conclusiones

2.1 Comportamiento del Sistema Gasista

Fuerte recuperación de la demanda industrial en el tercer trimestre del año con un crecimiento del +25,4%

40,5 TWh 32,3 TWh 3T2022 3T2023 +25,4% Demanda industrial 3T

• Fuerte recuperación de la demanda industrial en el tercer trimestre del año, que ha roto la tendencia de los primeros seis meses del año.
• La demanda para generación eléctrica ha registrado un descenso del -29,3% a septiembre de 2023, debido al aumento de la generación renovable y al descenso de la electricidad transportada por conexiones internacionales, principalmente a Francia.
• Las exportaciones de gas natural han aumentado en un +32% ayudando a la seguridad de suministro en Europa.
• La demanda del sector industrial creció un +25,4% en el tercer trimestre del año.
• Crecimiento de la demanda en los sectores del refino, químico, farmacéutico y cogeneración.

2.2 Cuenta de resultados

BDI según lo previsto para alcanzar el objetivo del año, en la parte alta del rango (310M€/320M€)

Contención de gastos operativos y financieros, cumpliendo con el Plan de Eficiencia comunicado por la compañía

M€	9M2023	9M2022	Var. %
Ingresos totales	672,7	714,9	(5,9%)
Gastos de explotación	(245,1)	(263,6)	(7,0%)
Rdo. Sociedades Participadas	144,4	153,9	(6,2%)
EBITDA	572,0	605,1	(5,5%)
Amortizaciones	(198,7)	(196,9)	0,9%
PPA	(38,5)	(40,5)	(5,0%)
EBIT	334,8	367,7	(8,9%)
Resultado financiero	(20,2)	104,5	(119,4%)
Impuesto de sociedades	(55,3)	(118,4)1	(53,2%)
Minoritarios	(0,3)	(0,5)	(26,1%)
BDI	258,9 2	353,4 3	(26,7%)

Nota 1: En el año 2022 el impuesto de sociedades incluye -67 millones de euros asociados al proceso de venta de GNL Quintero.

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

Nota 3: Incorpora el ajuste del valor contable de la participación en TGE por importe de -133,8M€. Y las plusvalías por la venta de GNL Quintero +178,9M€ y por la entrada de socios en Enagás Renovable por +49M€.

COMENTARIOS

• Los ingresos regulados se redujeron en -45,9M€ vs al año anterior. Dichos ingresos disminuyeron por la aplicación del marco regulatorio 2021-2026 (-38,5M€) y por menores costes auditados, sin impacto en EBITDA.
• La evolución de los gastos de explotación en el año 2023 pone de manifiesto la efectividad del Plan de Eficiencia en gastos, implantado por la compañía para minimizar el impacto de la inflación en los costes gestionables. Los gastos operativos recurrentes se han mantenido en línea respecto al 9M2022.
• El resultado de las sociedades participadas es más positivo al del año 2022, teniendo en cuenta que GNLQ aportó 11,9 millones de euros a septiembre 2022 y que dicho activo fue vendido al final del año 2022.
• El Resultado financiero asociado a deuda se mantiene estable respecto a 2022 por la mejora de la retribución de los depósitos.
• El BDI al cierre de los nueve primeros meses del año 2023 asciende a +258,9M€ lo que supone una variación de -26,7% vs el mismo período de 2022, debido fundamentalmente a:
  • Efectos no recurrentes del 2022 por +94,1M€ (el deterioro de TGE por -133,8M€ y las plusvalías netas por la venta de GNLQ por +178,9M€ y la entrada de socios en Enagás Renovable por +49M€).
  • Efectos no recurrentes del 2023 por plusvalía neta por la venta de Morelos (+42,2M€) prevista en presupuesto.
• El BDI, una vez descontados los efectos no recurrentes incorporados en el resultado financiero en ambos períodos, descendería en un -16,4%.
• 13 ▪ BDI según lo previsto para alcanzar el objetivo del año, en la parte alta del rango (310M€/320M€).

ESG 9M2023 ⁰⁴ Objetivos y Conclusiones

2.3 Resultados financieros

Flujos de caja y evolución de deuda neta

Generación de Cash Flow y evolución de deuda neta en los nueve primeros meses del año según lo previsto con el objetivo de deuda a final de año.

Nota (1): Incluye el pago del impuesto de sociedades asociado a la venta de GNLQ y de GDM por importe de -67,5M€ y -3,7M€, respectivamente Nota (2): Incluye el pago del impuesto por repatriación de la caja asociado a la venta de GNLQ por importe de -42,5M€ Nota (3): Tipo de cambio de cierre 2022 1,07\$/€ vs cierre septiembre 2023 1,06 \$/€

Resultados			Objetivos y
9M2023 9M2023	ESG	04	Conclusiones

2.3 Resultados financieros

Sólida estructura financiera y elevada posición de liquidez

Apalancamiento	Sept. 2023	Dic. 2022	Liquidez	Sept. 2023	Dic. 2022	Vencimiento actual
Deuda neta	3.406 M€	3.469 M€	Tesorería	828 M€	1.359 M€
Deuda neta/EBITDA ajustado1	4,8x	4,8x	Club Deal	1.550 M€	1.500 M€	Enero 2028
FFO/Deuda neta	17,1%	17,6%	Líneas operativas	938 M€	934 M€	Dic 23 – Oct 24
Coste financiero de la deuda bruta	2,6%	1,8%	TOTAL	3.316 M€	3.794 M€
El coste financiero de la deuda bruta es del 2,6% Ratios de apalancamiento compatibles con calificación crediticia BBB

Tipología de deuda

Deuda a tipo fijo superior al 80%² Vida media de la deuda 4,1 años

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

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

Vencimientos de deuda (M€)

2.4 Sociedades Participadas

Buena evolución de las Sociedades Participadas en lo que va de año

Buen comportamiento operativo de las sociedades participadas con una disponibilidad operativa en todos los activos de más del 98%, contribuyendo a la seguridad de suministro en los mercados donde operan

Tallgrass Energy

• Evolución de TGE según lo previsto en el Plan de Negocio 2022-2026.
• EBITDA Ajustado a final de año de 775-815 M\$ (~+9% respecto al resultado 2022).
• Mantenimiento de un alto nivel de contratación y uso de las infraestructuras de TGE durante los nueve primeros meses del año. Rockies Express Pipeline ha registrado una capacidad media contratada del 89% y Pony Express Pipeline una utilización del 87%.
• El desarrollo de la conversión de Trailblazer Pipeline a transporte de CO2, para convertirse en el primer gran proyecto de descarbonización de TGE, progresa según lo esperado. Se continúa avanzando en los permisos necesarios para su construcción y en maximizar los contratos a largo plazo del proyecto.

TGP

▪ Fortaleza de la demanda local de gas natural (+11% vs 2022) principalmente por el uso para generación eléctrica, que refuerza su rol en la seguridad energética del país especialmente en periodos de baja hidraulicidad.

TAP

▪ TAP continúa su alta aportación a la seguridad energética de Europa habiendo transportado ya más de 8bcm desde el inicio del año 2023.

03

Posicionamiento

1. Liderazgo en los principales Ratings ESG

bajo y mejor desempeño ESG

Nuestros compromisos y avances en los ámbitos de sostenibilidad nos permiten mantener nuestra posición de liderazgo en los principales rating ESG

Compromiso de	Ratings ESG		Puntuación	Posición relativa
neutralidad en carbono en 2040		S&P Global (CSA)	88/100	Top 5% Gas Utilities
		FTSE Russell	4.5/5	Líder Oil & Gas pipelines
Objetivo de impacto positivo en la naturaleza en 2050		MSCI	AA (8.1/10)	Top 39% Utilities
		ISS - ESG	B (65.46/100)	2º Decil Gas & Electricity Network Operators
		Sustainalytics ESG Risk Rating	14.8 Low Risk1	3º Gas Utilities
Plan de		Bloomberg Gender Equality Index	87.6/100	Líder Utilities
transformación con foco en las personas		Equileap	71%	Top 20 global
		CDP Cambio Climático	B	Líder Supplier Engagement
Sustainalytics ESG Risk	Rating otorga menor puntuación a compañías con nivel de exposición más	18

04

Objetivos 2023 y

Conclusiones

ESG 9M2023 ⁰⁴ Objetivos y 05Conclusiones Conclusiones

Confirmación objetivos 2023

▪ Beneficio después de impuestos	▪ EBITDA	▪ Dividendos de filiales	▪ Deuda Neta
310M€ - 320M€ 1	~ 770M€	190M€ - 200M€	~ 3.700M€
▪ Inversión neta de acuerdo con Plan Estratégico	▪ Plan de Eficiencia en gastos operativos y financieros	▪ Estructura financiera	▪ Política de dividendo
~250M€2	Gastos operativos recurrentes en línea con 2022 Control de gastos financieros	FFO/DN > 14% compatible con rating crediticio BBB (sin credit remedies)	1,74 euros/acción

Nota¹: incluye la plusvalía neta por la venta de Gasoducto Morelos (+42,2M€) y la contribución por el incremento de la participación del 4% en TAP (~5,5M€). Se mantienen las hipótesis establecidas para el laudo de GSP en base a las consideraciones de los asesores legales.

Nota²: El Capex de 2023 incluye el aumento de participación en TAP, y la entrada de caja por el cierre de la venta de Gasoducto de Morelos.

Nota: Tipo de cambio utilizado para el cálculo del presupuesto 1€=1,05 USD

$$
\boxed{\textbf{O55}} \begin{array}{c} \textbf{Objetivos y} \ \text{Conclusiones} \end{array}
$$

Conclusiones

• Durante los nueve primeros meses del año 2023, la compañía ha alcanzado un alto nivel de ejecución del Plan Estratégico 2022 – 2030, en sus tres ámbitos principales:
  • I. Seguridad de suministro e inversiones: foco en España y Europa
  • II. Avances en la transición energética y en la red de infraestructuras de H2
  • III. Implementación del Plan de Eficiencia y control de gastos operativos
• Cierre de dos acuerdos relevantes para Enagás: proyecto Hanseatic Energy Hub (Stade LNG, Alemania) y cierre operación con Reganosa (El Musel)
• El 14 de septiembre se lanzó el proceso de Call for Interest para los primeros ejes de la Red Troncal Española de Hidrógeno
• El 18 de octubre, el operador alemán OGE se sumó al proyecto H2Med, posicionándose como el primer corredor de hidrógeno verde para Alemania
• Contención de los gastos operativos y financieros, cumpliendo con el Plan de Eficiencia comunicado por la compañía
• En 2023, el Sistema Gasista español está operando con la máxima robustez y contribuyendo a garantizar el suministro en Europa
• Resultados de los nueve primeros meses del año según lo previsto para alcanzar todos los objetivos establecidos para el año 2023. BDI en línea para alcanzar el rango alto del objetivo anual (310M€/320M€)
• ESG como pilar fundamental en la estrategia de negocio de la compañía

Limitaciones

• 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

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24 Octubre 2023