Enagás ve “encaje” en el hidrógeno fabricado con energía nuclear que exige Francia
El beneficio neto cae un 6,9%, hasta 376 millones, por los recortes de la CNMC en el actual periodo regulatorio
El consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo Aizpiri, ha asegurado hoy que la exigencia de Francia de que la Unión Europea admita como hidrógeno verde el fabricado con energía nuclear , o hidrógeno rosa, no interfiere para nada en nuestra infraestructura”. Francia ha amenazado con abandonar el proyecto de H2Med, el futuro corredor entre Barcelona y Marsella, si no se acepta esta petición. Gonzalo Aizpiri ha dicho comprender que los países defiendan su mix, y que “es natural que la visión francesa tenga encaje”. Eso sí, siempre dejando claro “que no es hidrógeno verde”, sino descarbonizado, y que España “ha apostado exclusivamente por el hidrógeno renovable”. Según sus palabras, “los tubos no tienen color”.
En una rueda de prensa para la presentación de los resultados de la compañía en 2022, que se saldó con un beneficio neto 375,8 millones de euros, un 6,9 % menos, por el impacto del recorte de los ingresos regulados decidido por la CNMC en 2019 para el actual periodo regulatorio, el CEO de Enagás prevé un nuevo descenso de los resultados este año, que se situarán entre 310 y 320 millones, lo que supondría una caída de casi el 15%. Los ingresos ascendieron a 970,3 millones, un 2,1% menos, mientras que los ingresos regulados ascendieron a 950,4 millones de euros, con una caída del 1,8%. El gestor de la red española de gas y transportista, prevé un recorte de el gasto recurrente este año, sin que afecte a la plantilla. Estos gastos crecieron un 4,4% el año pasado.
Sobre la financiación del H2Med, que supondrá una inversión de 2.500 millones de euros, Gonzalo Aizpiri apunto a tres vías: ayudas europeas como proyectos de interés común (PCI), que pueden pagar entre el 30% y el 50% de la inversión; ayudas de los Gobiernos que se beneficien de la infraestructura, mediante la asignación de costes transfronterizos (este sería el caso de Alemania); detectando a través open season a los interesados en contratar capacidad y mediante el pago de peajes por parte de los usuarios finales que utilicen el tubo. Quién pagará la factura del hidrógeno verde
Respecto al futuro de la planta regasificadora de El Musel, Enagás está a la espera de las tres últimas autorizaciones (las del Ministerio de Transición Ecológica, del Principado de Asturias y la del ayuntamiento de Gijón) para arrancar su comercialización. El ejecutivo destacó “el enorme interés comercial” que despierta y destacó su capacidad de almacenamiento de GNL y su flexibilidad, frente a las plantas flotantes de Alemania (cinco) e Italia (tres). El 2 de marzo, Enagás lanzará la primera comunicación de una open season para esta regasificadora.
En cuanto al desmantelamiento del almacén de gas Castor, Gonzalo Aizpiri, dijo que se está a la espera de recibir la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para su sellado definitivo. Algo que espera “en breve”, en tanto mantiene la monitorización de una planta cuyo coste de mantenimiento es de entre 8 y 9 millones de euros anuales.
El Ebitda de Enagás se situó en 797,4 millones, con una caída del 10,9% y estima que este año sea de 770 millones, un 3,4% menos. La compañía señala que los resultados están acordes con los objetivos del plan estratégico en un ejercicio volátil marcado por la invasión rusa de Ucrania. La compañía mantiene su política de dividendo, con un pago de 1,74 euros por acción. La inversión neta para este año se sitúa en 250 millones de euros.
La demanda se invierte
El conflicto bélico ha provocado un aumento del 52% de la demanda de gas para generación eléctrica y un descenso de la demanda convencional del 21%. Por su parte, las exportaciones de gas natural a través de conexiones internacionales se disparó un 90% y las recargas de buque de GNL lo hicieron un 45%. En 2022, España contó con una cartera de aprovisionamientos procedente de 19 orígenes diferentes. Estados Unidos representó un 29% de las exportaciones; Argelia, un 24% y Nigeria, el 14%. Para este año, el gestor prevé que la situación se invierta, con un aumento del 11% en la convencional y un descenso del 22% para generación eléctrica. De media, la demanda caería este año un 2%.
La empresa señala que, en un ejercicio de gran volatilidad, el sistema gasista español ha funcionado con una disponibilidad del 100% “las 24 horas todos los días del año”. Respecto a los precios, aseguró que la situación es “de una enrome tranquilidad”, aunque espera un repunte por la próxima ola de frío.
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