Enagas encauza una reinvención para adaptarse al hidrógeno

MadridDesconocida por la mayoría de la ciudadanía, pero no por eso irrelevante. Enagás, en manos del Estado hasta 1994, año en que empezó su proceso de privatización, no sólo es una de las cotizadas más veteranas del Ibex 35, sino que nació asumiendo un rol imprescindible para la seguridad energética del Estado: es el operador gasista español y, entre otras cosas, se encarga de construir, gestionar y mantener la red de gasoductos que permiten la llegada de este combustible fósil al conjunto del territorio. Sin embargo, ahora la compañía que el catalán Antoni Llardén preside desde el año 2007 atraviesa un momento en que se ve obligada a reinventarse con el objetivo de la neutralidad climática en el año 2050.

El gas natural, la materia prima que determina sus beneficios, se encamina a tener un papel secundario ya ceder el espacio a las tecnologías verdes, o que generan menos emisiones contaminantes, entre ellas el hidrógeno renovable, el vector energético que aspira a ocupar una parte importante del escenario energético del futuro, a pesar de las incertidumbres en cuanto a su producción y uso. Europa prevé que el hidrógeno se convierta en una parte "intrínseca" del sistema energético y estima la instalación de al menos 40 GW de electrolizadores, una herramienta clave para producir hidrógeno, entre los años 2025 y 2030, así como la producción de hasta 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable al final de este período. En el caso español, la idea es convertirse en el primero hub de hidrógeno de Europa con una potencial producción de entre 2 y 3 millones de toneladas en 2030, según las estimaciones del gobierno español.

Así pues, si Enagás quiere mantener su músculo financiero, el giro que debe dar es imprescindible. Es en este contexto que la compañía ha situado este vector energético –el hidrógeno renovable– como uno de los ejes de actuación de su Plan Estratégico, que tiene previsto actualizar el segundo semestre de 2024, tal y como anticipó el consejero delegado de la compañía, Arturo Gonzalo, durante la presentación de resultados del primer trimestre.

Producción, almacenamiento y transporte

En concreto, el rol que quiere tener el operador gasista en todo este proceso implica participar en proyectos para producir hidrógeno, pero sobre todo gestionar su almacenamiento y transporte. De hecho, Enagás pretende seguir siendo el guardián del sistema (TSO, en sus siglas en inglés) como en el caso del gas natural.

Sin embargo, para ello hay que afrontar unas inversiones millonarias. Lo saben los gobiernos, que desde hace tiempo han abierto el grifo de los fondos públicos para impulsar los proyectos y las infraestructuras necesarias para alcanzar los objetivos fijados, pero también lo sabe Enagás. Por ahora, los datos que mueve el operador, y que se prevé que se vayan actualizando con el tiempo, son los siguientes: una inversión máxima de 4.670 millones de euros para los proyectos de la red troncal española del hidrógeno –tubos –, incluidos dos almacenes. Asimismo, 2.500 millones para el H2Med o BarMar, el hidroducto submarino que conectará Barcelona con Marsella, a partir de 2026, de los que 1.000 millones los asume España. También contempla unos 200 millones de euros hasta el 2030 para la veintena de proyectos para la producción de hidrógeno renovable a los que está vinculado. En total, unos 5.900 millones de euros.

Más allá de los recursos públicos a los que tenga acceso Enagás –estima acceder a unas ayudas públicas del 40% de la inversión estimada, lo que deja la inversión neta de la compañía en 3.200 millones–, a nadie le pasa por alto la necesidad de obtener dinero si se quiere sacar adelante las inversiones anunciadas. De entrada, ya durante la presentación de los resultados anuales de 2023 en febrero, la compañía anunció un recorte del dividendo que repartirá este 2024, así como una caída de los beneficios a consecuencia de destinar más recursos a la inversión.

Sin embargo, en lo que va de año las operaciones en esta dirección no se han detenido. La más llamativa ha sido la salida de Enagás de Estados Unidos tras deshacerse de su participación en Tallgrass Energy por un valor de 1.100 millones de dólares (1.018 millones de euros). El objetivo: "Afrontar el ciclo inversor del hidrógeno", afirmaba la compañía en un comunicado. Al movimiento se suman las ventas del gasoducto de Morelos, en México, en 2023 (173 millones de euros), así como el adiós de la estación de compresión de Soto la Marina, en México, por 14 millones de euros. En 2022 también puso punto y final a su participación en la terminal chilena de GNL Quintero. Sin embargo, todo ello también le da oxígeno teniendo en cuenta el endeudamiento que arrastra.

Dudas en la adaptación

Por el momento, el ministerio de Transición Ecológica ya ha autorizado provisionalmente a Enagás el desarrollo de las infraestructuras reconocidas como proyecto de interés común europeo (PCI), entre ellas la red troncal de hidrógeno del Estado, pero también el H2Med. Por lo que se refiere a la red troncal de hidrógeno, la compañía estima que los trazados de los gasoductos que ya controla coinciden en un 80% con los futuros hidroductos que plantea, lo que le supone un ahorro de tiempo y costes. Ahora bien, hay quien pone en duda que las infraestructuras existentes de gas natural sean compatibles con el hidrógeno renovable, o al menos no sin una "amplia y costosa reconversión", según se desprende de un reciente estudio publicado por la revista Energy Science & Engineering.

Sin embargo, tampoco se puede obviar que los planes plantean el uso de hidrógeno renovable, es decir, aquel que se produce a partir de energías verdes como la solar o la eólica. Por ahora, el 99% de hidrógeno que produce España es gris, según datos del ministerio de Transición Ecológica. Esto significa que tiene su origen en el gas natural u otros hidrocarburos ligeros. Éste se utiliza en la refinería y en ciertos sectores industriales. Sin embargo, la compañía tampoco dice adiós del todo al gas natural, o al menos no fuera de España. Enagás participará en la construcción de la planta de gas natural licuado (GNL) en Stade, en Alemania, que durante la crisis energética ha sufrido por su poca capacidad de regasificación y almacenamiento de gas natural.