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Arturo Gonzalo (Enagás): “A partir de 2030 habrá un peaje regulado para el hidrógeno verde”

El consejero delegado de Enagás tiene clara la estrategia de la compañía: convertirse en uno de los gestores y transportistas de las redes de hidrógeno verde (HNO) de Europa.

Carmen Monforte
Arturo Gonzalo, consejero delegado de Enagás.
Arturo Gonzalo, consejero delegado de Enagás.Pablo Monge Fernandez


Doctor en Ciencias Químicas, Arturo Gonzalo Aizpiri es el máximo ejecutivo de Enagás desde febrero de 2022. Formó parte del equipo de Repsol desde 1990, donde en su última etapa fue director general de personas y organización y de comunicación, relaciones institucionales y presidencia. En el ámbito político ha sido, entre otros, secretario general para la Prevención del Cambio Climático del Ministerio de Medio Ambiente entre 2004 y 2008

El máximo ejecutivo de Enagás considera el transporte de hidrógeno verde la actividad de futuro de Enagás, aprovechando las actuales redes de gas natural, un combustible cuya demanda va en descenso, y la oportunidad que ofrece el proyecto de corredor entre Barcelona y Marsella, el H2Med, con una inversión de 2.850 millones de euros. Arturo Gonzalo Aiz­piri (Madrid, 1963) apuesta por el hidrógeno, pese a las dudas que despiertan su posible rentabilidad y su aplicación tecnológica.

Enagás está deshaciendo sus posiciones en el exterior y replegándose en España. ¿Lo confía todo al hidrógeno verde?

Nuestro foco estratégico es la seguridad de suministro y la descarbonización en España y Europa. Nuestra presencia en el sistema gasista europeo es totalmente estratégica y el primer paso para estar en el futuro sistema europeo del hidrógeno verde, que estará cada vez más integrado. La prioridad en la seguridad de suministro la ha puesto la guerra de Ucrania, pero esa prioridad irá dando paso a la descarbonización y el despliegue de los gases renovables, porque contribuyen también a la seguridad de suministro y la independencia energética.

“La regulación nos obligará en 2030 a reducir la presencia en el negocio de producción, por la separación de actividades”

Pero el hidrógeno verde es una actividad liberalizada y Enagás es una empresa regulada.

Como empresa regulada y de servi­cio público, el Plan Más Seguridad Energética del Gobierno incluye la puesta en marcha de la planta de El Musel, la ampliación de la capacidad de compresión de la interconexión con Francia y las terminales de pequeña escala de nuestras plantas del Mediterráneo para el gasoducto virtual a Italia. Nuestra prioridad es la plena disponibilidad del sistema y reducir la huella ambiental, con medidas como el cambio de compresores de gas por eléctricos.

Pero, además, queremos participar, en la medida en que la regulación nos lo permita, en el despliegue de los gases renovables, sobre todo, el hidrógeno verde. Esto lo hacemos a través de nuestra filial Enagás Renovable, pero el marco regulatorio nos obligará progresivamente nuestra presencia en el negocio de la producción. Por la exigencia de separación de actividades, no podremos estar presentes en toda la cadena de valor de los gases renovables, como no podemos estar en toda la del gas natural: si te dedicas al transporte no puedes comercializar gas. Esto ocurrirá en 2030, según la directiva europea que se va a aprobar este año.

¿El consumidor pagaría el peaje de esas redes?

El concepto de peaje hay que verlo en dos etapas: de aquí a 2030 y a partir de ese año. Según la propuesta de directiva de gas e hidrógeno, a partir de 2030 este será regulado y las infraestructuras se tienen que poner en manos de un HNO (el equivalente en hidrógeno a los actuales gestores de las redes de gas natural y transportistas, o TSO). Hasta 2030, se pueden promover las infraestructuras de forma liberalizada; si no es un transportista con la aspiración de ser un HNO, la participación sería temporal y tendría que ofrecer al productor y al consumidor una tarifa de transporte que haga competitivo el proyecto. A partir de finales de esta década, ya se aplicaría un peaje regulado.

Arturo Gonzalo, CEO de Enagás.
Arturo Gonzalo, CEO de Enagás.Pablo Monge Fernandez

“Queremos desempeñar el papel de HNO, gestor y transportista y ser un referente en Europa”

¿Y qué papel jugará Enagás?

Nuestro objetivo en los próximos años serán las infraestructuras del hidrógeno verde y aspiramos a desempeñar el papel de HNO, como lo ha bautizado la directiva, y el de ser un referente en Europa. Entre un 60% y un 70% de las futuras infraestructuras de hidrógeno serán las del gas natural adaptadas. Ahí es donde tendremos un rol diferencial.

La demanda de gas se está destruyendo y no se prevé su recuperación, pero su sustitución por el hidrógeno está lejos.

El marco lo va a fijar Europa. El REPowerEU (REU) establece como objetivo que Europa reem­place el gas ruso lo más rápidamente posible: a 150 bcm (mil millones de metros cúbicos), frente a los 500 bcm de 2021, y para ello prevé que en 2030 se consuman 20 millones de toneladas de hidrógeno verde, al menos, 10 millones producidos en la UE. Para ello será necesario crear una red de corredores de hidrógeno en Europa porque los grandes centros de consumo no tienen capacidad de producir toda su demanda. El corredor ibérico será clave, ya que la Península tiene potencial para generar un excedente de H2 en Europa a precios competitivos. Los Estados y los TSO hemos presentado nuestras propuestas para lograr que el H2Med se considere proyecto de interés común (PCI) de redes transfronterizas. Lo hemos presentado conjuntamente con Francia y Portugal.

Pero esos fondos serán claramente insuficientes.

Sí. La Unión Europea es consciente de que va a haber un gap de competitividad. En EE UU la subvención será de tres dólares por kilo de hidrógeno, y la UE, en el marco del pacto verde industrial, ha lanzado el Banco Europeo del Hidrógeno, que va a asignar mediante subastas una prima verde a la producción para que sea competitivo. La primera tendrá lugar en otoño, con una financiación inicial de 800 millones. A ellas pueden acudir los productores, pero tienen que aportar los PPA de la generación renovable asociada y lo que llaman HPA o acuerdos de compra por parte de los consumidores.

“Con la compra de la red de Reganosa nos convertimos en el único operador de alta presión de España”

Precisamente, lo más complicado será firmar contratos con consumidores.

Ese es el punto clave, y significa que los primeros proyectos en madurar van a estar anclados en los grandes consumidores actuales de hidrógeno. Hoy se consumen en Europa ocho millones de toneladas de hidrógeno gris. España es un gran productor, porque los sectores que están al frente (el refino, los fertilizantes y la siderurgia) lo necesitan. De hecho, los proyectos más importantes que conocemos en España –en Asturias, la Comunidad Valenciana y Aragón– podrían ser los primeros grandes proyectos en madurar, tienen un horizonte de entre 12 y 18 meses, están muy avanzados.

¿Podrá el hidrógeno verde competir con el rosa o nuclear?

Mi impresión es que el hidrógeno nuclear francés se reconocerá como bajo en carbono y podrá servir para que Francia cumpla una parte de sus objetivos, pero no será equiparable al hidrógeno verde a los efectos de aspirar a proyectos PCI y cubrir los target de 20 millones de toneladas que fija el REPowerEU. Pero incluso aunque pudieran entrar en esos 20 millones de toneladas, el análisis de los expertos es que cuantitativamente tendría un impacto muy reducido, porque el posible excedente francés sería limitado.

“La demanda de gas en Europa va a caer un 40% en esta década. En el caso de España, sin la presión del ruso, será el 30%”

Muchos ponen en cuestión que el transporte de hidrógeno sea rentable.

Tenemos que diferenciar los retos tecnológicos de la economía del hidrógeno a gran escala y cuáles no lo son. Ya están sobradamente probados en el mundo: las conducciones de hidrógeno son una tecnología totalmente probada, con 5.000 kilómetros funcionando. El primero en Europa se construyó en Alemania en 1939, durante la Segunda Guerra Mundial, y sigue funcionando. Solo en Europa se consumen al año ocho millones de toneladas, hay hidroductos en operación en el sector de refino, el químico... No es realmente un problema, hay que gestionarlo con solvencia técnica y seguridad porque es un gas muy ligero.

¿Y la necesidad de electrolizadores?

Otra cosa es cómo producir la capacidad de electrolizadores que necesitamos para instalar entre 15 y 20 GW al año a finales de esta década. El reto al alcance de nuestra industria es desarrollar los compresores de hidrógeno a la escala de la que estamos hablando, pero los fabricantes consideran que está a nuestro alcance. Preparar nuestras plantas de regasificación para ser compatibles con el amoniaco, muy similar al gas natural, algo más denso, es un reto que no hay que minusvalorar, porque hacen falta recursos, una alianza público-privada y señales a los fabricantes.

¿Qué previsiones tienen de demanda y precios para este año?

Si no se produce ningún acontecimiento inesperado, según las previsiones, el precio no subirá de forma sostenida por encima de 45-55 euros/MWh. Ese escenario daría una inmensa tranquilidad. Hay que recordar que hemos visto precios de 300 euros/MWh. La campaña de inyección en almacenamientos subterráneos se está llevando a cabo de una manera muy rápida y actualmente ya estamos en niveles muy superiores a lo habitual en estas fechas. Hay países que nada más empezar la campaña, aprovechando esos precios, comenzaron a inyectar. Lo que dice el REU es que la demanda de gas en Europa va a caer un 40%. Dado que España no tiene la urgencia de reemplazo que tiene Alemania, pues no estamos expuestos al gas ruso por gasoducto, nuestra estimación es que la demanda aquí caerá un 30%. Sin embargo, no toda esa demanda va a ser reemplazada con hidrógeno verde: una parte será de ahorro y eficiencia y otra, electrificación, pero, teniendo en cuenta que el hidrógeno es mucho menos denso, habrá un incremento de gases transportados en nuestro sistema. La demanda de gas se está reduciendo de forma compatible con ese escenario de -30%, pero con incrementos de la exportación de gas a Francia por tubo, que está batiendo récord histórico este año. El año pasado, por recarga de buques en nuestras plantas el volumen que transportamos creció un 4,4%, y este año, de momento, vamos a estar en niveles parecidos a esos.

Arturo Gonzalo, CEO de Enagás.
Arturo Gonzalo, CEO de Enagás.Pablo Monge Fernandez

“Bruselas prevé que en 2030 se consuman 20 millones de toneladas de hidrógeno verde, al menos, 10 millones producidas en la UE”

Al haberse almacenado tanto gas a precios altos, que ahora debe venderse a precios muy inferiores, ¿puede producirse una crisis en las compañías?

Esa es una cuestión sobre la que tenemos una visibilidad limitada. En España no ocurre, no se han llenado los almacenes de ese modo ni a esos precios, aunque es una información confidencial que solo conocen los operadores. Pero el consenso del sector es que en España no ha pasado eso ni mucho menos. Seguro que ha ocurrido en otros países, probablemente en Alemania o en Países Bajos, pero la intensidad de ese problema no la conocemos. En todo caso, creemos que irá aflorando a medida que ese gas se vaya poniendo en el mercado de un modo mucho más gradual de lo inicialmente previsto.

¿Cómo van el llenado y las reservas de gas?

Acabamos la campaña de extracción con los almacenamientos en Europa a un 55%. Actualmente, los niveles están en máximos en estas fechas con respecto a otros años. En Europa las reservas están en el 66% y en España, por encima del 90%.

¿A esto ha ayudado la caída de la demanda?

A la bajada de la demanda han ayudado las temperaturas suaves del pasado invierno. Pero también ha bajado por las ­medidas estructurales del Gobierno como respuesta a las señales de precios. Ha habido meses con caída del consumo en sectores con más capacidad de cambio de combustibles, como el refino y la petroquímica.

Pero el año pasado hubo un gran repunte en el consumo de gas natural para generación de electricidad.

Los ciclos combinados responden a señales de precios del sistema eléctrico y la generación renovable cuando hay viento, es el factor que deprime los precios y evita el funcionamiento de los ciclos combinados que entran en juego cuando hay anticiclón y poca hidraulicidad. El año pasado se unieron todos los factores: un año seco, menos eólica y mucho anticiclón.

“El Musel será una planta regulada en un 40%”

P. ¿Cómo va el proyecto de convertir la regasificadora de El Musel, en Gijón, en una planta de servicios logísticos?

R. El Musel va a ser una instalación un 40% regulada y un 60% no regulada. Por su carácter singular, operará como una planta de servicios logísticos, porque el sistema no necesita más capacidad de regasificación; pero, por razones técnicas, cuando tienes GNL almacenado, una parte se convierte en gas, porque el almacenamiento no es perfecto, y un 40% de ese gas debe ser inyectado al sistema.

P. Pero la inversión de esta planta hibernada se le retribuye a Enagás. 

R. Se retribuía pero no se amortizaba. Se pagaban los costes de mantenimiento, pero estaba sin amortizar. Una vez que empiece a operar ya se retribuirá la inversión para su amortización, como una planta regulada en un 40%.
PTras comprar Reganosa, Enagás se queda con toda la red española de gasoductos. ¿Habrá una integración total? 
RHemos comprado su red de 130 kilómetros, que se integran en la de Enagás, con lo que pasamos a ser el único operador de alta presión en España, un objetivo relevante para nosotros. Y nos convertimos en promotores del hidroducto Guitiriz-Zamora, en trámite para ser incluido en la lista de PCI de la UE. Por su parte, Reganosa compra un 25% de El Musel y se convierte por tanto en socio de esta planta, pero mantiene la propiedad de la de Mugardos.

Sobre la firma

Carmen Monforte
Es redactora de Energía de Cinco Días, donde ocupó también los cargos de jefa de Especiales y Empresas. Previamente, trabajó como redactora de temas económicos en la delegación de El Periódico de Cataluña en Madrid, el Grupo Nuevo Lunes y la revista Mercado.

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