En la rueda de prensa para dar cuenta de los flojos resultados de Enagás en 2022, su CEO, Arturo Gonzalo, en su primer aniversario en el cargo, se ha mostrado en línea con el Gobierno (no en vano, la SEPI -o sea, el Estado- controla el 5% del capital...). Y más en concreto como fiel discípulo del presidente, Pedro Sánchez, y la vicepresidenta ecológica, Teresa Ribera, al apostar sólo por la ruina del hidrógeno verde -y ante las inversiones en esta tecnología ya ha advertido la CNMC-, y no por el hidrógeno rosa (el producido por energía nuclear que gusta mucho a Francia).

Para el CEO de la compañía transportista de gas y gestora del sistema gasista español el hecho de que el país vecino quiera incluir el hidrógeno nuclear en el H2Med “no lo pone en peligro”, en línea con lo que señaló Ribera un día antes. Es más, ha referido que “todos los Estados miembros tienen capacidad para decidir cómo es su mix y es natural que el hidrógeno nuclear tenga encaje en la visión de Francia”, pero eso no cambia la postura de España, que apuesta por el hidrógeno renovable. “Habrá espacio para hidrógeno bajo en carbono de origen nuclear”, ha explicado, insistiendo en que “Francia quiere que el hidrógeno nuclear sea comparable al renovable pero eso no quiere decir que sea renovable”, mostrándose contrario al reciente reconocimiento que ha hecho Bruselas al respecto. Este último va en consonancia con la inclusión de la energía nuclear en la taxonomía verde europea que se produce hace unos meses, aunque sigue sin gustar a Ribera, quien no está dispuesta a darle oportunidad en España más allá del calendario de cierres acordado, pese a que dichos cierres son un suicidio.

“Habrá espacio para hidrógeno bajo en carbono de origen nuclear”, ha explicado Gonzalo, insistiendo en que “Francia quiere que el hidrógeno nuclear sea comparable al renovable pero eso no quiere decir que sea renovable”, mostrándose contrario al reciente reconocimiento que ha hecho Bruselas al respecto

Gonzalo ha señalado que el H2Med “está diseñado al 100% para transportar hidrógeno desde el primer momento” y no contemplan un uso temporal en alguna proporción de gas. Es más, “está diseñado técnicamente para flujo bidireccional, como es habitual en infraestructuras lineales, pero no se ha contemplado estación de compresión en los dos extremos”, sino sólo en Barcelona, y parece que primará el transporte unidireccional de la Ciudad Condal a Marsella. También ha subrayado que “los gasoductos son plenamente convertibles a hidrógeno”, pero “los compresores son distintos para gas y para hidrógeno”. “Los gobiernos (español, francés y portugués) decidirán la estructura de capital” y Enagás aspira a tener un papel clave por su larga trayectoria transportando gas y operando infraestructuras y por ser un “actor muy confiable”. Respecto a la financiación, optará a ayudas europeas al incluirse en los Proyectos de interés común (PCI), y también contribuirán, por ejemplo, las contrataciones a largo plazo y los peajes y tarifas de uso, pero “cuando sus beneficiarios son terceros países no a va ser financiador el consumidor español”, ha añadido. 

Paralelamente, Arturo Gonzalo ha referido que el gasoducto Barcelona-Livorno no está descartado, pero no es prioritario ni para España ni para Italia ni para sus respectivos gestores gasistas (Enagás y Snam). Continuarán con la rotación de activos, mientras las inversiones de Enagás tendrán el foco en Europa para garantizar la seguridad de suministro y la descarbonización, y pese a no poder comprar el 20% de BBL porque el resto de accionistas ha ejercido su derecho de compra preferente, “va a haber más oportunidades para buenas adquisiciones con sentido estratégico”. Además, se llevarán otras inversiones a maduración para cuando sea necesario poder desinvertir y se esperan las últimas actualizaciones para poner en marcha la planta de El Musel, que sigue teniendo un enorme valor comercial por su flexibilidad y su capacidad de almacenamiento adicional en grandes tanques en un momento en que algunos países están apostando por plantas regasificadoras flotantes. Eso sí, no se contempla una rotación en Enagás Renovable (donde conserva el 60% y abrió el 40% a varios socios) a corto plazo, pero sí a partir de 2030, cuando la prioridad será ser un gestor de infraestructuras de hidrógeno. 

Pese a no poder comprar el 20% de BBL, “va a haber más oportunidades para buenas adquisiciones con sentido estratégico”, se llevarán otras inversiones a maduración para cuando sea necesario poder desinvertir y se esperan las últimas actualizaciones para poner en marcha la planta de El Musel

Respecto a los resultados de 2023, Enagás prevé un beneficio después de impuestos de entre 310 y 320 millones de euros, inferior al de 2022, “absorbiendo la reducción de los ingresos regulados” por el marco regulatorio en vigor; una deuda algo mayor (de unos 3.700 millones) y un ebitda ligeramente inferior (unos 770 millones). Se congelarán los gastos operativos recurrentes, consideran que están “completamente protegidos frente a la evolución de los tipos de interés” y mantendrán un buen dividendo. Además, se estima una demanda convencional un 11% superior, gracias a la recuperación de la demanda industrial, aunque la demanda de gas para generación eléctrica bajará un 22% si es un año hidrológico normal. 

Y de cara a los proveedores del sistema gasista español, Gonzalo estima que EEUU va a ser uno grande o el primero, como en 2022, gracias a su caro gas natural licuado (GNL) hasta que entren en servicio las nuevas capacidades que se están desarrollando en Catar a partir de 2025, país que podría tomar el relevo. Eso sí, el pasado enero, España pudo ahorrar algo de dinero al situarse como primer proveedor Argelia, algo en lo que pueden haber afectado algunos retrasos en la vuelta a la operación de Freeport, una de las mayores plantas estadounidenses de exportación de GNL. Y sobre Rusia, ha subrayado que no es algo en lo que Enagás pueda opinar porque no es comercializador y no hay limitación al GNL ruso.