Enagas S.A. — Earnings Release 2025

Feb 17, 2026

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Resultados 2025 y objetivos 2026

17 de febrero 2026

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Alto grado ejecución Plan Estratégico 2025-2030 01 Resultados 2025 03

02

Hitos 2025

• 1. Sistema Gasista y seguridad de suministro
• 1. Marco regulatorio del gas natural 2027-2032
• 1. Avances en hidrógeno
• 1. Resolución laudo GSP

Objetivos 2026 04

Conclusiones 05

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Alto grado ejecución Plan Estratégico 2025-2030

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01. Alto grado ejecución Plan Estratégico 2025-2030

Elevado grado de ejecución de la actualización estratégica 2025-2030

2025, año de hitos clave que han consolidado el bajo perfil de riesgo y el sólido balance de Enagás

Enagás, compañía clave en la seguridad de suministro y autonomía energética europea

Sistema Gasista y seguridad de suministro

• El gas natural y su infraestructura son imprescindibles para garantizar el suministro energético.
• Incremento de la demanda total de gas natural y exportaciones +7,4%.
• Sostenibilidad financiera del sistema gasista. Superávit de ~800M€ entre los años 2022-2024.

Marco regulatorio del gas natural 2027-2032

• La visión regulatoria de la Actualización Estratégica 2025-2030 está alineada con las orientaciones de política energética del Gobierno.
• Aprobada la metodología para el cálculo de la Tasa de Retribución Financiera (TRF).

Avances en hidrógeno

• La red troncal española del hidrógeno y el corredor H2med avanzan de acuerdo con el calendario previsto con importantes avances en 2025.
• Los proyectos de transposición de la directiva RED III establecen las bases para una sólida demanda regulatoria en España y Europa en 2030.
• El hidrógeno renovable ya está en las FIDs y en los planes estratégicos de la industria en todo el mundo.
• ~3.100 M€ de ayudas públicas nacionales: 4,0GW de electrolizadores en España.

Resolución laudo GSP

• El importe total del laudo que Perú deberá pagar a Enagás asciende a ~303M\$.
• Optimización de la caja en Perú.

Objetivos 2025 cumplidos

• Resultados anuales por encima de los objetivos establecidos.
• BDI 2025: 339,1M€ (72,8M€ de impactos no recurrentes).
• Efectividad del Plan de Eficiencia en costes operativos y financieros.
• Ratings: BBB+ (perspectiva estable)

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Hitos 2025

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02.1 Sistema Gasista y seguridad de suministro

Evolución de la demanda de gas natural

El Sistema Gasista restableció la normalidad del sistema eléctrico tras el black out y confirmó el papel fundamental del gas natural y la infraestructura de Enagás para la seguridad del sistema energético

+33,4%

Demanda para generación eléctrica

• Incremento de la participación de los ciclos combinados, tras el episodio de cero eléctrico, como refuerzo a la seguridad de suministro eléctrico.
• Los ciclos combinados han aumentado su participación en la cobertura media diaria del sistema eléctrico español del 10% al 20% desde marzo de 2025.

-2,2%

Demanda convencional

• Incremento del +8,1% de la demanda doméstico comercial por efecto de las temperaturas.
• Descenso de la demanda industrial (-5,2%) debido principalmente al menor consumo de la cogeneración.

+17,3%

Total exportaciones

▪ Incremento de las exportaciones a Francia (+58,9%) para el llenado de sus almacenamientos subterráneos y por nivel de actividad en sus terminales de regasificación.

Demanda total de gas natural y exportaciones

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02.1 Sistema Gasista y seguridad de suministro

Excelente situación del Sistema Gasista español

La sostenibilidad a largo plazo de la red de infraestructuras del Sistema Gasista es esencial, dado su papel clave en la seguridad del conjunto del sistema energético, con especial relevancia para el sistema eléctrico

Sostenibilidad y salud financiera del sistema gasista

• Superávit del Sistema Gasista ~800M€, entre los años 2022 - 2024.
• Los peajes del Sistema Gasista español entre los más competitivos de la Unión Europea.
• o -42%¹ de peajes para consumidores domésticos (entre los años 2021 y 2024).
• o -70%¹ de peajes para la industria (entre los años 2021 y 2024).

TSO más eficiente

• Las infraestructuras de Enagás claves en la competitividad de la industria en España.
• Enagás es el TSO más eficiente de Europa según el CEER².

Sostenibilidad de las infraestructuras a largo plazo

• Papel clave del gas natural en la transición energética:
• o > 2.100 slots de descarga en las plantas del sistema gasista (contratados hasta 2040).
• o > 1.000 slots de carga en las plantas del sistema gasista (contratados hasta 2040).
• Las infraestructuras gasistas seguirán garantizando la seguridad de suministro.
• Resiliencia del sistema gasista ante fenómenos meteorológicos extremos.

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02.2 Marco regulatorio del gas natural 2027-2032

Orientaciones de política energética del Gobierno y pautas CNMC

La visión regulatoria recogida por Enagás en su Actualización Estratégica 2025-2030 está alineada con las pautas establecidas por la CNMC y el Gobierno para el marco regulatorio del gas 2027–2032

Consulta pública específica de la CNMC para la revisión de la metodología retributiva para el período 2027-2032 (4 de julio de 2025)

• El gas seguirá siendo esencial en la seguridad de suministro.
• Actualización y adaptación de la metodología retributiva para integrar los gases renovables en el sistema energético, e incorporar las modificaciones derivadas del Paquete de la UE sobre hidrógeno y gases descarbonizados.
• Marco regulatorio adecuado que incentive el papel esencial de los activos gasistas y asegure la eficiencia.

Orientaciones de política energética para la actualización de las circulares del marco retributivo 2027-2032 (Orden TED/1318/2025)

• Estabilidad y certidumbre para el sector: Se evitarán cambios relevantes en el marco de inversiones ya realizadas y se garantizará la sostenibilidad económica y rentabilidad a largo plazo, aportando mayor predictibilidad y seguridad.
• Apoyo claro al hidrógeno y a los gases renovables: Se fomentará su papel estratégico mediante el impulso a las infraestructuras y criterios sostenibles.
• Extensión de la vida regulatoria: El régimen retributivo favorecerá la prolongación de la vida útil y la adaptación de infraestructuras, garantizando estabilidad regulatoria y seguridad jurídica.
• Se promoverá la disponibilidad de las infraestructuras y capacidad de suministro tanto al sistema gasista como al sistema eléctrico.
• Apoyo a las plantas de regasificación: Se reforzará su papel y competitividad, asegurando la recuperación de costes sin penalizar a los usuarios.

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02.2 Marco regulatorio del gas natural 2027-2032

Rentabilidad razonable de la actividad regulada en su conjunto

6,5-7% TIR razonable después de impuestos de la actividad regulada 2027-2032 (comparable a la de otros operadores europeos)

En base a las pautas establecidas del marco regulatorio en la consulta pública de la CNMC, y política de orientación energética del Gobierno el próximo período regulatorio debería incorporar:

TRF

• Aprobada la Circular por la que se establece la metodología de cálculo de la TRF.
• La tasa resultante de aplicar la metodología, aproximadamente 6,5%, en línea con la TRF que Enagás estableció en sus proyecciones financieras a partir de 2027.

Opex

• Costes estándares actualizados según valores actuales y su evolución esperada en periodo 2027-2032.
• Margen razonable sobre valores estándares.

Otros conceptos

• Incentivos a la seguridad de suministro, sostenibilidad del sistema eléctrico y resiliencia ante fenómenos meteorológicos extremos.
• Incentivos a la retribución por extensión de la vida útil de los activos totalmente amortizados y que siguen en operación.

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El 4º Día del Hidrógeno de Enagás confirma el despegue del hidrógeno verde

Rotundo apoyo institucional e importantes avances empresariales y proyectos en operación

Vicepresidenta Tercera del Gobierno de España y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico

▪ "En los próximos meses vamos a presentar un Anteproyecto de ley que abordará la trasposición del Paquete europeo del hidrógeno, para crear un sistema nacional del hidrógeno y un nuevo mercado regulado, impulsar la demanda de hidrógeno y los gases renovables, reforzar la competitividad y, por supuesto, habilitar las herramientas necesarias para el desarrollo de la infraestructura".

Vicepresidenta Ejecutiva para una Transición Limpia, Justa y Competitiva de la Comisión Europea

• "La Comisión Europea ha hecho una apuesta firme por el hidrógeno en Europa".
• "H2med es uno de los proyectos más avanzados de las autopistas energéticas europeas".
• "Desde la Comisión mantenemos nuestro compromiso total de convertir esos objetivos en hechos".

Presidenta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia

• "El hidrógeno es un proyecto de conjunto. Se necesita la colaboración de todos: gobiernos, regulación, industria, academia, etc., de todos los países, de todos los que nos reunimos aquí".
• "La CNMC ya está trabajando para alinear el marco nacional con los objetivos europeos".

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El hidrógeno verde es una realidad en las decisiones de inversión

Decisiones finales de inversión en proyectos en el mundo

110.000M\$ España

Inversión comprometida en proyectos de hidrógeno bajo en carbono en todo el mundo¹

+500 proyectos

Con decisiones finales de inversión tomadas¹

Europa, líder mundial en inversiones comprometidas en 2025

12.000M\$

Inversión comprometida en 2025¹

2,7GW

Capacidad de electrólisis en operación prevista en UE en

^2026→ x7 vs. 2025

Decisiones finales de inversión en proyectos de producción de H² anunciadas en Europa

Capacidad de electrólisis² (Toma de FID)

~2,6 GW 2024-2025

100 MW Repsol Cartagena 25 MW

Castellón 10 MW

Puerto de Bilbao

~7 GW 2026

~780 MW en España (100MW Petronor ya aprobado)

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2025: El hidrógeno verde, un vector energético que avanza a velocidad sin precedentes

~3.100 M€ adjudicados en subvenciones públicas nacionales para apoyar el despliegue de 4,0 GW de electrolizadores en España

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H2med avanzó a paso acelerado en 2025

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H2med avanzó a paso acelerado en 2025

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Avance de la infraestructura troncal española en 2025

ENERO-MAYO	Licitación ingeniería básica ductos1 y EECC 2.
25 DE ABRIL	Inicio despliegue Plan Conceptual de Participación Pública (PCPP) del PCI3 de la Red Troncal de Hidrógeno en España, que recorrerá 2.600 km y se llevará a cabo en 13 Comunidades Autónomas y más de 500 municipios. Lanzado ya en ocho Comunidades Autónomas.
MAYO-JUNIO	Lanzamiento trabajos ingeniería básica ductos y EECC (Zamora, Tivissa, Villar Arnedo).
JUNIO	Firmados los Grant Agreements por los que Enagás recibirá 40,2 M€ de los fondos CEF-E4 estudios de ingeniería relacionados con la Red Troncal Española de Hidrógeno y el almacenamiento subterráneo Norte-1.
OCTUBRE	Inicio de ingeniería básica en el resto de los tramos. TYNDP5 Presentación de nuevos tramos a
NOVIEMBRE	Completados estudios de emplazamiento de las EECC.
DICIEMBRE	Finalizadas las ingenierías básicas de los siete primeros tramos de la red. Inicio de los trabajos de ingeniería de detalle en cuatro tramos de la red. Comienzo de los trabajos de ingeniería básica e ingeniería de subsuelo del AASS6 Norte 1.
	Ingenierías
Red Troncal AASS Norte 1

⁽³⁾ PCI: Proyecto de Interés Común (4) CEF-E: Connecting Europe Facilities. Huelva-Mérida ; Salamanca-León ; Llanera-Reocín ; Reocín-Arrigorriaga

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Avance de la infraestructura troncal española en 2025

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Hitos esperados en 2026 en Europa y España

En España y Europa H2med

• Cierre 3ª subasta del EU Hydrogen Bank (resultados en 2T26).
• Publicación en DOUE 2ª lista PCI/PMI.
• Candidatura a 3ª lista PCI/PMI.
• Paquete redes europeo. Negociación en Parlamento y Consejo a lo largo del año.
• Transposición RED III y Directiva H2 en Estados Miembros.
• H2med: reunión ministerial del Grupo de Alto Nivel del Suroeste de Europa.
• Anteproyecto de Ley de Transposición de la Directiva de H2 y gases descarbonizados.
• Incorporación de nuevos tramos a TYNDP.
• Alemania: marco de escenarios para el Plan Integrado de Desarrollo de la Red de Gas e Hidrógeno 2027.

BarMar

• Finalización de ingeniería conceptual de la estación de compresión.
• Despliegue PCPP en España y en Francia.
• Finalización Estudios ambientales del ducto.
• Inicio fase de Front End, Engineering and Design (FEED).
• Elaboración Termsheet for capacity contracts para condiciones de acceso y asignación de capacidad de BarMar.

CelZa

• Finalización ingeniería de detalle tramo español.
• Finalización Estudio de Impacto Ambiental (EIA), tramo español.
• Desarrollo de estudios de evaluación de impacto ambiental en tramo portugués.

Infraestructura Troncal

• Plan conceptual de participación pública completado en 13 Comunidades Autónomas y más de 500 municipios.
• Avances en la tramitación administrativa según reglamento TEN-E de todos los tramos que componen el proyecto de red troncal.
• Desarrollo ingeniería detalle de ductos y modelo digitalización en estado avanzado.
• Ingeniería básica extendida de las tres estaciones de compresión finalizada, incluyendo selección de fabricantes.
• Presentación Investment Request a organismos reguladores.
• Identificación de tramos prioritarios apoyados en proyectos tractores.
• Ingeniería conceptual de subsuelo y lixiviación del AS Norte 1, así como la ingeniería básica extendida de instalaciones de superficie finalizadas.

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02.4 Resolución laudo GSP

El CIADI dio la razón dos veces a Enagás en GSP

El importe total del laudo que Perú deberá pagar a Enagás es de ~ 303 M\$

• El día 20 de diciembre de 2024 el CIADI dio la razón a Enagás en el laudo de GSP y condenó a Perú a pagar a la Compañía 194 M\$. Adicionalmente, el Tribunal consideró que la inclusión de Enagás Internacional en la categoría 2 de la Ley 30737, que impide a la sociedad la repatriación de los dividendos de su participada Transportadora de Gas del Perú (TGP), constituía una violación del APPRI España-Perú.
• El 23 de mayo de 2025, el CIADI dio la razón a Enagás por segunda vez, y rectificó el laudo de 20 de diciembre de 2024, incrementándolo con una cantidad adicional de 104 M\$. El importe total del laudo que Perú deberá pagar a Enagás asciende a ~ 303 M\$ (principal, intereses y costas).
• Considerando el importe total, una vez resuelto el recurso de rectificación, se actualizó el valor razonable del derecho de crédito, generándose una plusvalía contable neta por importe de 41,2 millones de euros.
• El 2 de junio el CIADI registró una solicitud de anulación del laudo presentada por la República del Perú, lo que provocó de forma automática la suspensión provisional de su ejecución. El Comité ad-hoc y el calendario procesal para la tramitación del procedimiento de anulación están ya establecidos, habiéndose fijado las audiencias para finales del mes de junio de 2026.
• Desde la notificación del Laudo y hasta la suspensión de su ejecución, Enagas optimizó su caja en Perú, manteniendo depósitos en entidades financieras del país que exceden al importe de la carta fianza otorgada a favor de las autoridades peruanas en cumplimiento de lo dispuesto en la Ley Nº30737 y su Reglamento.
• En 2026 se espera que el CIADI notifique el laudo que resuelva el arbitraje de TGP.

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Resultados 2025

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03.1 Cuenta de resultados

Resultados financieros por encima de los objetivos anuales

M€	2025	2024	Var. %
Ingresos totales	976,8	913,2	7,0%
Gastos de explotación	(456,4)	(338,4)	34,9%
Gastos recurrentes	(301,0)	(302,9)	(0,6%)
Gastos no recurrentes1	(155,4)	(35,5)	(337,7%)
Rdo. Sociedades Participadas	155,3	185,8	(16,4%)
EBITDA	675,7	760,7	(11,2%)
Amortizaciones	(283,8)	(292,6)	(3,0%)
PPA	(23,7)	(39,4)2	(39,8%)
EBIT	368,1	428,7	(14,1%)
Resultado financiero	(46,8)	(58,9)	(20,5%)
Impuesto de sociedades	(54,3)	(59,2)	(8,2%)
Minoritarios	(0,6)	(0,6)	8,5%
BDI (sin impacto de no recurrentes)	266,3	310,1	(14,1%)
Impactos rotación activos y laudo GSP	72,83	(609,4)4
BDI	339,1	(299,3)

• Impacto del marco regulatorio (-57M€) en ingresos compensado por incremento de otros ingresos regulados (fundamentalmente por los trabajos del sellado de los pozos de Castor, compensados a nivel EBITDA en la línea de gastos⁵).
• Plan de eficiencia: gastos operativos recurrentes ligeramente por debajo de 2024 y por debajo de objetivo anual de crecimiento máximo (~ +1,5% TACC 2024-2026).
• Excluyendo el efecto de la desconsolidación de TGE y SLM del 1S2024, el resultado de Sociedades Participadas a 31 de diciembre de 2024 se situaría en 169,2 M€.
• EBITDA por encima de objetivo del año (670M€) por efectividad de Plan de Eficiencia en gastos y buen comportamiento de Sociedades Participadas.

• Mejora del resultado financiero, asociado a la reducción de deuda.
• Coste medio de la deuda bruta 2,1% (vs. 2,6% en 2024).

▪ BDI recurrente por encima del objetivo anual (265M€)⁶.

Nota 1: Los gastos no recurrentes incluyen los costes asociados al sellado de los pozos de Castor e indexados a demanda (auditados).

Nota 2: La desconsolidación de TGE ha tenido un efecto positivo en el PPA, que ha mejorado en 14,3 millones de euros.

Nota 3: Incluye el impacto por las plusvalías de la venta de Soto la Marina (5,1 millones de euros) y Sercomgas (9,6 millones de euros), la revaloración por la adquisición del 51% de Axent (16,9 millones de euros) y el incremento de valor razonable de GSP, como consecuencia de la rectificación favorable sobre el laudo notificado en el primer semestre, (41,2 millones de euros).

Nota 4: 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. Minusvalía por laudo de GSP que se desglosa en -326,3M€ de impacto en resultado financiero y 80,6M€ de impacto positivo en impuesto de sociedades.

Nota 5: Al cierre de diciembre de 2025, ingresos por CASTOR ascienden a 125,9M€, mientras que los costes ascienden a -119,9M€.

Nota 6: El objetivo de BDI anual de 265M€ incluía el impacto de la venta de Soto de la Marina por importe de 5,1 millones de euros.

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03.2 Plan de eficiencia en gastos

Efectividad del Plan de Eficiencia: control exhaustivo de gastos operativos y financieros

Control de gastos operativos recurrentes Resultado financiero

• Los gastos operativos recurrentes bajan un -0,6% con respecto a los del año 2024, como resultado de la aplicación del Plan de Eficiencia en costes implantado por la compañía.
• La evolución de los gastos operativos recurrentes en el año 2025 esta por debajo del objetivo de crecimiento máximo anual de ~+1,5% TACC en el periodo 2024-2026.

• Control de gastos financieros con más del 80% de la deuda a tipo fijo.
• Coste financiero de la deuda bruta a 31 de diciembre de 2,1% (vs. 2,6% en 2024).

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03.3 Flujos de caja y evolución de deuda neta

Generación de Cash Flow y evolución de deuda neta según lo previsto con el objetivo de deuda

Nota 1:La variación del capital circulante ha estado influida principalmente por menores primas facturadas y por ajuste en peajes.

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 125 millones de euros, está previsto en el ejercicio 2026.

Nota 2: El desglose de las inversiones en España es el siguiente: Infraestructuras gas natural (negocio regulado) -57,7M€; Infraestructuras de hidrógeno -10,7M€; Nuevos negocios y adyacentes -112,5M€ (incluye la inversión en Axent por importe de -38,8M€); Otros -7,3M€; Desinversión +17,2M€ (fundamentalmente Sercomgas).

Nota 3: El día 9 de julio la autoridad fiscal americana (Internal Revenue Service) comunicó a Enagás la emisión del certificado solicitado que acredita que se ha generado una pérdida en EE.UU por la venta de TGE y por tanto no procede aplicar ningún impuesto. El día 15 de julio Enagás recibió ~100 millones de USD, que estaban depositados en una cuenta escrow.

Nota 4: El epígrafe de "Otros" incluye principalmente: i) Variación del tipo de cambio de diciembre a diciembre +54,3M€ (+56,8M€ por caja, -2,5M€ en Deuda bruta), ii) compra de acciones propias para el plan de retribución flexible a los empleados (+18,3M€), iii) Actualización de contratos sujetos a NIIF 16 (+33M€), iv) pago de otros pasivos financieros (+11,6M€), v) efectos por cambio en el método de consolidación (-3,4M€).

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03.4 Estructura financiera

Estructura financiera a cierre de 2025

Las agencias de calificación crediticia S&P y Fitch han ratificado el rating de Enagás en BBB+ con perspectiva estable

Apalancamiento Dic. 2025 Dic. 2024 Deuda neta 2.475M€ 2.404 M€ Deuda neta/EBITDA ajustado 3,6x 3,3x FFO/Deuda neta 25,7% 28,7% Coste financiero de la deuda bruta 2,1% 2,6%

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03.5 Sociedades participadas

Buen desempeño de las Sociedades Participadas

Contribución de las Sociedades Participadas a la cuenta de resultados 155,3M€ y al Cash Flow 164M€

TAP

• TAP ha cumplido cinco años en operación, habiendo transportado más de 52 bcm a Europa y reforzado la seguridad de suministro.
• Finalización de la expansión en Grecia, que añade 1,2 bcm anuales desde enero de 2026 y fortalece la seguridad y diversificación energética de Europa.

Stade

▪ Avance en la construcción de los dos tanques de almacenamiento de GNL de 240.000 m³, preparados también para operar con amoniaco renovable, reforzando el carácter flexible y sostenible del proyecto.

Desfa

• Concedidos 174,4 M€ en subvenciones para proyectos PCI.
• Inauguración de las estaciones de compresión de Komotini y Ampelia.

• Lanzamiento del Vertical Corridor como nueva ruta alternativa de suministro desde Grecia hacia Ucrania.

• Proyectos donde participa EGR con Repsol, Moeve o CIP han recibido el ~53% de las ayudas en el último PERTE Valles del H² (~650M€).

• Aprobado FID: Repsol – Cartagena proyecto de H² (100MW; participación EGR 24,5%; ayuda IPCEI 155M€) y Miramundo proyecto biometano (81GWh; participación EGR 50%).

Enagás Renovable Scale Green Energy

• Finalizado el buque Alisios LNG (100% Enagás).
• Firma de contratos y toma de FID para el nuevo buque Mistral (100% Enagás) operativo en 2028.
• Subvención de CINEA del proyecto CO₂ – COnet2Sea para un barco de CO₂ líquido.
• Subvención de CINEA para el despliegue de seis estaciones de hidrógeno.

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03.5 Sociedades participadas

Rotación de activos

Soto La Marina Axent

• Cierre de la venta de la participación en la sociedad mexicana Estación de Compresión Soto La Marina en México por 17M\$ (~15,2 M€).

• Plusvalía neta de 5,1 M€.

• Adquisición del 51% de Axent (compañía propietaria de la red de fibra óptica y servicios de alta capacidad), alcanzando Enagás la titularidad del 100% de su capital social.

• Precio pagado de 37,8 M€.
• La operación ha generado un impacto positivo en el BDI de ~17 M€ en 2025, derivado principalmente de la revalorización contable de la participación previa.

Sercomgas

• Cierre de la venta de Sercomgas (Startup de Enagás Emprende creada en 2018 y vendida en el tercer trimestre de 2025) por 11,2 M€.
• Plusvalía neta de 9,6 M€.

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Liderazgo ESG

Los principales ratings ESG reconocen a Enagás como una de las compañías líderes del sector en materia de sostenibilidad

Ratings ESG1		Puntuación	Posición relativa
	S&P Global (CSA 2025)	91/100	2º sector Gas Utilities
	MSCI	A (7,1/10)	Top 60% Utilities
	ISS - ESG	B (71,03/100)	1º Decil Gas & Electricity Network Operators
	Sustainalytics ESG Risk Rating	16,3 Low Risk 2	2º Gas Utilities
	Equileap	79%	2º a nivel mundial 1º en España

Informe de Gestión Consolidado 2025 elaborado:

• Cumpliendo con la Ley 11/2018 de información no financiera y diversidad y la Taxonomía Europea de actividades sostenibles.
• Utilizando como marco voluntario las Normas de Estandares de Sostenibilidad de EFRAG en el marco de la CSRD³.
• Sistema de Control Interno de la Información de Sostenibilidad.

¹ Puntuación y posición relativa a 12 de febrero de 2025.

² Sustainalytics ESG Risk Rating otorga menor puntuación a compañías con nivel de exposición más bajo y mejor desempeño ESG.

³ Directiva de presentación de información sobre sostenibilidad por parte de las empresas. Pendiente de transposición a la legislación española.

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03.6 Avances en sostenibilidad

Avanzando en la descarbonización de la compañía y la cadena de valor

Nota 1: De acuerdo con metodología SBTi (Science Based Targets Initiative) y compatibles con limitación de calentamiento global a 1,5 °C. Los objetivos de reducción de emisiones de alcances 1 y 2 incluyen compromiso de reducción de emisiones de metano de Global Methane Alliance de disminuir un 45% este tipo de emisiones derivadas de nuestra actividad en 2025 y un 60% en 2030, respecto a 2015. Nota 2: De acuerdo con la metodología SBTi y alineados con un escenario "well below 2 ºC" hasta 2030 y compatibles con limitación de calentamiento global a 1,5 °C a 2050.

Nota 3: Reducción de al menos 90% de nuestras emisiones de CO2e y compensación de emisiones residuales con proyectos de soluciones basadas en la naturaleza.

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Objetivos 2026

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04. Objetivos 2026

Objetivos 2026

~235 M€

Beneficio recurrente después de impuestos

~2,4 Bn€

Deuda Neta

~620 M€

EBITDA

FFO/DN > 15%

compatible con rating crediticio BBB+

Estructura financiera

1,00 euro/acción

Dividendo

~225 M€

Inversión prevista¹

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Conclusiones

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01 02 03 04 05

Conclusiones

2025, año de hitos clave que han consolidado el bajo perfil de riesgo y el sólido balance de Enagás.

Los resultados anuales, por encima de los objetivos establecidos, muestran un desempeño muy positivo de la compañía y la elevada ejecución de la Actualización Estratégica 2025-2030.

El plan de eficiencia en gastos operativos y financieros, junto con el buen desempeño de las sociedades participadas, han sido factores clave en los resultados de 2025.

Papel fundamental de la infraestructura de Enagás para la seguridad del sistema energético de España y UE.

El Marco Regulatorio 2027-2032 establecerá una rentabilidad razonable que incentive la sostenibilidad de las infraestructuras gasistas a largo plazo por su criticidad en la transición energética y en la seguridad de suministro.

España y Europa intensifican su apuesta por el hidrógeno verde, con la designación de los corredores de hidrógeno como Energy Highways y el anuncio de la creación del sistema nacional regulado del hidrógeno.

La red troncal española y H2med avanzan a velocidad de crucero en su desarrollo administrativo, de ingeniería y comercial, confirmando la viabilidad técnica y las fechas de puesta en operación.

2026 es el año del despegue del ciclo inversor en hidrógeno como vector clave para la descarbonización de Europa, con un intenso crecimiento de la capacidad instalada y las decisiones de inversión.

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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.

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Muchas gracias

17 de febrero 2026

Reliable energy for a decarbonized future