Enagás pone a prueba el interés real de energéticas e industria por usar el faraónico H2Med

España, Francia y Portugal pactaron la construcción del primer gran corredor de hidrógeno verde de la Unión Europea y posteriormente han sumado a la iniciativa también a Alemania. Un proyecto faraónico, denominado H2Med y con inversiones previstas de casi 2.500 millones de euros. El plan original pactado entre Madrid, París y Lisboa pasaba por unir los tres países con un corredor con dos tramos que está previsto que estén operativos entre 2028 y 2030. Un tramo unirá España con Portugal (entre Celorico da Beira y Zamora) y el otro con Francia (entre Barcelona y Marsella. Tras sumar también a Berlín al proyecto, la red de tubos se extenderá por suelo francés hasta llegar a Alemania.

Enagás, el gestor del sistema gasista español y operador de red de gasoductos, y sus homólogos franceses, portugués y alemán (GRTgaz, Teréga, REN y OGE) trabajan en el diseño definitivo de las infraestructuras del corredor europeo, y ahora se disponen a lanzar el primer test de mercado para conocer el interés real de las energéticas y de la gran industria por utilizar ambos hidroductos internacionales.

Los cinco operadores pondrán en marcha el próximo 7 de noviembre en Madrid una ‘call for interest’ para recabar ofertas de momento no vinculantes de productores y de consumidores del hidrógeno verde para chequear su apetito por explotar el H2Med. Enagás y sus homólogos europeos necesitan medir por primera vez el volumen de oferta y demanda que podrían tener los tubos entre países para transportar el hidrógeno verde (que utiliza electricidad procedente de energías renovables para su generación) entre los centros de producción y las plantas industriales que lo consuman.

“Se trata de la primera gran ‘call for interest’ que se lleva a cabo a nivel paneuropeo”, ha subrayado el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo Aizpiri, en una conferencia con analistas con motivo de la presentación de sus resultados financieros del tercer trimestre. El objetivo es “identificar las necesidades de infraestructuras de los actores de toda la cadena de valor del hidrógeno”, especialmente las necesidades de capacidad de transporte de energéticas e industria en el horizonte de 2030.

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Enagás no sólo está inmerso en la construcción de los hidroductos internacionales, también planea una gran red troncal de tubos internos para transportar hidrógeno verde dentro de España. La compañía ya puso en marcha un proceso para chequear el interés de energéticas e industrias españolas en la revolución del hidrógeno verde y en el uso de la red de tuberías nacionales.

Tras dos procesos de presentación de ofertas no vinculantes, en 2025 lanzará un tercer proceso (‘open season’) entonces sí con ofertas vinculantes que supondrá el inicio de captación de clientes para los futuros hidroductos internos. Una suerte de preventa con contratos reales de la capacidad de los tubos para transportar el hidrógeno desde los centros de producción y hasta los centros industriales que lo consumirán.

Enagás presentó este lunes la solicitud de para recibir fondos europeos, a través del programa Connecting Europe Facility (CEF), para realizar los estudios de sus planes que han recibido la consideración de proyectos de interés común europeo (PCI): esto es, el corredor H2Med, la red troncal española y también dos almacenamientos de hidrógeno vinculados a los corredores. La solicitud de fondos para el H2med incorpora las cartas de apoyo firmadas por los cuatro gobiernos involucrados en el proyecto, Portugal, España, Francia y Alemania. Enagás calcula que el total de sus inversiones brutas en todos estos proyectos será de 5.900 millones (4.900 millones en la red troncal nacional y otros 1.000 millones en la parte española del proyecto de H2Med).

Pérdidas de 130 millones

Enagás registró unas pérdidas de 130,2 millones de euros en los nueve primeros meses del año, frente al beneficio de casi 259 millones del mismo periodo del ejercicio pasado. Unos números rojos provocados por la minusvalía contable de 363,71 millones de euros provocada la venta de su participación del 30,2% en la la compañía estadounidense Tallgrass Energy. Sin contabilizar el impacto extraordinario de la operación de Tallgrass y la enta del gasoducto Morelos el año pasado, el beneficio neto habría alcanzado los 233,5 millones, con un aumento del 7,8% más

El grupo obtuvo un resultado bruto de explotación (ebitda) a cierre de septiembre de 572,8 millones de euros, con un aumentó del 0,1%, en unos resultados que han amortiguado el impacto negativo del marco regulatorio 2021-2026, que recoge una progresiva reducción de la retribución regulada que recibe por la gestión de la red de gasoductos.

El gestor del sistema gasista español destacó que con estos resultados el beneficio neto en los nueve primeros meses del año evoluciona para superar el objetivo anual actualizado en julio, que se situaba en una horquilla de entre 270 y 280 millones de euros, sin incluir la rotación de activos, y de unas pérdidas de entre 80 y 90 millones incluyendo la minusvalía contable asociada a la venta de Tallgrass Energy. El grupo calcula que el ebitda se situará al final del ejercicio en la parte alta del ranto entre 730 y 740 millones. La compañía mantiene su compromiso de dividendo de un euro por acción para el periodo 2024-2026, con una política de dividendo sostenible más allá de 2026, acorde a los flujos de caja.

A finales del pasado mes de julio, Enagás cerró de la venta de su participación en Tallgrass Energy por 1.100 millones de dólares (unos 1.018 millones de euros). El impacto contable de la operación es negativo, pero ha supuesto un impulso positivo en su perfil financiero, ya que le ha permitido reducir su deuda neta en casi 1.000 millones de euros, hasta los 2.421 millones, lo que le permite afrontar con más fortaleza el ciclo inversor del hidrógeno, reforzar su balanza y consolidar su política de dividendos.

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Revisión de su estrategia en 2025

Enagás prepara una actualización de su plan estratégico hasta 2030 para incluir con más detalle el impacto en las cuentas de nuevos negocios (del hidrógeno verde al amoniaco o el CO2) y de las inversiones necesarias reales para crecer en ellos. La revisión, según había anunciado la compañía, estaba previsto para la parte final de este año, pero finalmente ha decidido retrasarla y no se hará pública hasta el primer trimestre de 2025, coincidiendo con la presentación de los resultados financieros anuales de este ejercicio.

Un retraso que el consejero delegado ha justificado, en primer lugar, en la necesidad de tener mayor visibilidad sobre el nuevo marco retributivo que prepara la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) por su negocio regulado de la red de transporte de gas, y sobre el que tendrá más detalles previsiblemente en la parte final de este año con el objetivo de aplicarlo a partir de 2026.

Pero la compañía también subraya que el aplazamiento en la actualización de su plan estratégico también es consecuencia del “momento de intenso cambio institucional”, debido a la constitución de una nueva Comisión Europea y de la que el grupo quiere conocer sus prioridades energéticas con más detalle. Y también por los cambios en el Gobierno español, ya que la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, abandonará el Ejecutivo nacional para convertirse en nuevo peso pesado de la nueva Comisión Europea.

Del mismo modo, Enagás prefiere esperar antes de revisar su estrategia a conocer el resultado del laudo internacional que le enfrenta con Perú, como consecuencia de la paralización del gasoducto GSP que había sido adjudicado a un consorcio en el que participaba el grupo español. El resultado del arbitraje internacional acumula retrasos y en el pleito están en juego indemnizaciones por unos 475 millones de euros. Enagás cuenta con un resultado positivo en el proceso legal con Perú.