El Beneficio Después de Impuestos (BDI) de Enagás en 2025 se situó en 339,1 millones de euros. Este resultado incorpora las plusvalías de la rotación de activos ―Soto La Marina y Sercomgas―, la revalorización por la adquisición del 51% de Axent y la actualización del valor razonable del laudo del Gasoducto Sur Peruano (GSP).

Excluyendo el impacto de esta rotación y revalorización de activos, Enagás alcanzó en 2025 un BDI recurrente de 266,3 millones de euros y un Ebitda de 675,7 millones de euros, superando los objetivos anunciados por la compañía.

Estos resultados positivos están impulsados principalmente por la efectividad del Plan de Eficiencia de Enagás —que permitió reducir los gastos operativos recurrentes un 0,6% con respecto a 2024— y por el comportamiento de las sociedades participadas.

Los gastos financieros descendieron un 20,5% en 2025 por la reducción de deuda media. Enagás mantiene un perfil de riesgo financiero bajo y un coste medio de la deuda bruta del 2,1%, que mejoró significativamente con respecto al 2,6% en 2024.

La deuda neta de la compañía cerró el ejercicio en 2.475 millones de euros, con más de un 80% a tipo fijo.

La fortaleza del balance de Enagás permite afrontar con solidez la nueva etapa inversora del hidrógeno, clave para la descarbonización y la competitividad de Europa y de España.

Las agencias de calificación crediticia S&P y Fitch ratificaron en 2025 el rating actual de Enagás en BBB+, con perspectiva estable.

Desempeño clave de las Sociedades Participadas

Las Sociedades Participadas fueron clave en 2025 con una aportación conjunta a los resultados de 155,3 millones de euros.

En cinco años en operación, el corredor TAP ha transportado más de 52 bcm y continúa reforzando la seguridad de suministro en Europa con su expansión de 1,2 bcm anuales adicionales desde enero de 2026.

La participada griega Desfa recibió el año pasado la concesión de 174,4 millones en subvenciones para Proyectos de Interés Común (PCI), inauguró las estaciones de compresión de Komotini y Ampelia, y lanzó el Vertical Corridor como nueva ruta alternativa de suministro desde Grecia hacia Ucrania. En Alemania, la terminal de Stade está avanzando en la construcción de dos tanques de 240.000 m³.

En cuanto a la política de rotación de activos, se cerró el pasado ejercicio la venta de la participación de Enagás en la sociedad Estación de Compresión Soto La Marina (México), con una plusvalía neta de 5,1 millones de euros, y de Sercomgas, por 9,6 millones de euros, a lo que se suma la revalorización por la adquisición del 51% de Axent en 16,9 millones de euros.

Scale Green Energy finalizó en 2025 la construcción del buque Alisios LNG y tomó la decisión final de inversión (FID) para el nuevo buque Mistral ―ambos propiedad de Enagás―, y recibió financiación de CINEA para el proyecto ‘COnet2 Sea’ de construcción de un barco de transporte de CO₂ líquido y para el despliegue de seis estaciones de recarga de hidrógeno.

Los proyectos donde participa Enagás Renovable con Repsol, Moeve o Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) recibieron el 53% de las ayudas en la última convocatoria del ‘PERTE (Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica) Valles de Hidrógeno’, de alrededor de 650 millones de euros. Además, en 2025 se aprobó el FID del proyecto del electrolizador de 100 MW en Cartagena, liderado por Repsol y en el que Enagás Renovable tiene una participación del 24,5%, y del proyecto de biometano Miramundo, donde tiene una participación del 50%.

Papel decisivo de las infraestructuras gasistas para la seguridad de suministro

En 2025, el Sistema Gasista Español demostró de nuevo su excelente desempeño y su papel crítico para la seguridad energética, con una disponibilidad del 100%. Durante el episodio del blackout, el Sistema Gasista fue clave para restablecer la normalidad del sistema eléctrico y confirmó el papel fundamental del gas natural y de las infraestructuras gasistas, con un importante rol de los ciclos combinados. El Sistema Gasista está mostrando también una gran resiliencia ante fenómenos meteorológicos extremos.

La demanda de gas natural transportada ―demanda nacional más exportaciones― creció un 7,4% hasta alcanzar los 372 TWh (respecto a los 346 TWh de 2024), impulsada por el incremento de la demanda para generación eléctrica, que aumentó un 33,4%, y por las exportaciones, que se incrementaron un 17,3%.

Las exportaciones a Francia aumentaron un 58,9%, para el llenado de sus almacenamientos subterráneos y por el nivel de actividad en sus terminales de regasificación, reforzando así el papel de España como hub gasista que contribuye a la seguridad de suministro del resto de Europa, tanto por las interconexiones por gasoducto como por las recargas de buques de gas natural licuado (GNL). Estas últimas alcanzaron el año pasado un total de 247 operaciones, un 60% más que las 148 de 2024. En 2025, España recibió gas natural y GNL desde 16 orígenes diferentes.

Las plantas de regasificación siguen generando un elevado interés a largo plazo: tras la última subasta anual de descargas de GNL, realizada en junio, el Sistema cuenta ya con más de 2.100 slots contratados hasta 2040. En cuanto a la subasta de cargas, realizada en septiembre, hay más de 1.000 slots contratados hasta esa misma fecha. 

Enagás, el operador más eficiente de Europa

De acuerdo con el informe del Consejo Europeo de Reguladores de Energía (CEER) ‘TSO Cost Efficiency Benchmark TCB21-Model Specification Gas’, publicado en 2025, Enagás es el Transmission System Operator más eficiente de Europa.

El Sistema Gasista español cuenta con una robusta salud financiera, y se ha generado un superávit de 800 millones de euros desde 2022 hasta 2024. Este buen comportamiento permitió que los peajes se sitúen entre los más competitivos de la UE.

Marco regulatorio 2027-2032

La visión recogida por Enagás en su Actualización Estratégica 2025-2030 está alineada con las pautas de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y con las orientaciones del Gobierno para el marco retributivo del gas natural 2027-2032.

Según la Circular por la que se establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera (TRF), aprobada en diciembre de 2025 por la CNMC, la tasa resultante de aplicar esta metodología es de aproximadamente 6,5%, en línea con el TRF que Enagás estableció en sus proyecciones financieras para el periodo 2027-2032.

La compañía espera del marco regulatorio del gas natural 2027-2032 una rentabilidad razonable que incentive la seguridad de suministro y la sostenibilidad de las infraestructuras gasistas a largo plazo.

El hidrógeno avanza a una velocidad sin precedentes

En el año 2025 se dio un impulso decisivo para el hidrógeno renovable en España, Europa y el mundo, con importantes avances empresariales con proyectos en operación y un sólido apoyo institucional, constatado durante el 4º Día del Hidrógeno de Enagás el pasado 28 de enero.

La Vicepresidenta Tercera del Gobierno de España y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, anunció en este encuentro que próximamente el Gobierno va 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, así como para impulsar la demanda de hidrógeno y los gases renovables, reforzar la competitividad y habilitar las herramientas necesarias para el desarrollo de la infraestructura.

La industria global del hidrógeno ha superado ya los 110.000 millones de dólares en inversiones comprometidas en proyectos que han tomado la Decisión Final de Inversión (FID).

A nivel europeo, la previsión de electrólisis en operación en 2026 es de 2,7 GW, cifra que multiplica por siete la disponible en 2025.

Hasta la fecha, el Gobierno de España ha adjudicado en torno a 3.100 millones de euros en subvenciones para apoyar el despliegue de alrededor de 4 GW de electrolizadores en España.

En 2025, España volvió a situarse en una posición de liderazgo con un 59% de los proyectos presentados en la segunda subasta del Banco Europeo del Hidrógeno y con las ofertas más competitivas del continente. Del total de proyectos registrados, el 64% requiere de infraestructuras lineales.

El año pasado, la Red Troncal Española de Hidrógeno y H2med avanzaron de forma importante. Respecto a H2med, Enagás constituyó en 2025 la sociedad vehículo BarMar, junto a NaTran y Teréga, y se completaron los estudios geofísicos ​de este corredor submarino, que confirman su viabilidad técnica. Respecto al tramo con Portugal (CelZa), se adjudicó la ingeniería de detalle del tramo español.​

Con la designación del Southwestern Corridor / H2med como una de las Energy Highways prioritarias dentro del EU Grids Package, Europa y España intensifican su apuesta por el hidrógeno verde.

La Red Troncal Española de Hidrógeno completó hitos clave, como el despliegue del Plan Conceptual de Participación Pública (PCPP) en ocho comunidades autónomas, la finalización de las ingenierías básicas de siete tramos, el inicio de los trabajos de ingeniería en cuatro de ellos, y el inicio de la ingeniería básica y de subsuelo del almacenamiento estratégico Norte–1.

Hitos esperados en 2026

El ejercicio 2026 será determinante para el desarrollo del hidrógeno renovable tanto en España como en el conjunto de Europa. A nivel comunitario, está previsto el cierre de la tercera subasta del EU Hydrogen Bank, cuyos resultados se conocerán en el segundo trimestre del año y reforzarán la demanda regulada y la competitividad de los proyectos europeos.

Asimismo, la UE publicará en el Diario Oficial la segunda lista oficial de Proyectos de Interés Común (PCI/PMI), y comenzará el proceso de candidatura para la tercera lista, a la que Enagás presentará los cuatro nuevos tramos de la Red Troncal Española de Hidrógeno, una vez que fueron presentados en octubre al Ten Year Network Development Plan (TYNDP) de la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transporte de Gas (ENTSOG).

En el ámbito regulatorio, 2026 será el año de avance de la transposición de la Directiva RED III y de la Directiva del Hidrógeno y los Gases Descarbonizados, tanto en España como en el resto de Estados miembros. Este proceso será clave para aportar estabilidad a los modelos de negocio vinculados al hidrógeno.

BarMar finalizará este año la ingeniería conceptual de la estación de compresión y los estudios ambientales, elaborará las condiciones marco para los futuros contratos de asignación de capacidad, e iniciará el diseño de ingeniería de front-end (FEED). CelZa concluirá la ingeniería de detalle y el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del tramo español, y desarrollará los estudios de evaluación de impacto ambiental en el tramo portugués.

En España, 2026 también será un año decisivo para la Red Troncal de Hidrógeno. Está previsto que se complete el PCPP, que se avance en la tramitación administrativa bajo el reglamento Trans-European Networks for Energy (TEN-E) y que se desarrollen la ingeniería de detalle y digitalización de los ductos. 

Liderazgo ESG: Enagás, entre las compañías más sostenibles de su sector

Enagás consolidó en 2025 su posición como uno de los referentes internacionales en sostenibilidad. La compañía ocupa la segunda posición mundial del S&P Global, en la categoría Gas Utilities, es ‘rating A’ del índice MSCI, y mantiene su presencia en la ‘A list’ de CDP y en el índice FTSE4Good.

Asimismo, avanza con firmeza hacia su compromiso Net Zero 2040 para operaciones propias y Net Zero 2050 para toda su cadena de valor.

Objetivos de Enagás en 2026

Para 2026, Enagás prevé un BDI recurrente de alrededor de 235 millones de euros, un EBITDA de aproximadamente 620 millones de euros, una inversión de 225 millones de euros, y se ha marcado un objetivo de deuda neta en torno a 2.400 millones de euros. La compañía abonará un dividendo de un euro por acción.