Enagás afirma que Francia tiene un papel de "tránsito" en el futuro hidroducto a Alemania

Enagás reduce el papel de Francia en el futuro hidroducto que aspira a unir la Península Ibérica con Alemania, tras la conexión submarina entre Barcelona y Masella, al paso de la tubería por su territorio. "Francia juega un papel importante, pero solo de tránsito", ha afirmado el consejero delegado del operador gasista español, Arturo Gonzalo Aispiri, este martes en la presentación de resultados de la compañía. "Es un hidroducto axial que atenderá las necesidades del mercado francés de hidrógeno, pero en su balance neto Francia no aportará grandes volúmenes a mercados finales de destino y en particular a Alemania", ha agregado.

El bautizado como H2Med prevé transportar unos 2 millones de toneladas de hidrógeno verde a partir de 2030, lo que supondría el 10% de la demanda total de Europa en esa fecha. Pero desde su anuncio --cuando el primer ministro francés, Emmanuel Macron, sugirió que el tubo llevaría también hidrógeno producido a partir de energía nuclear-- fue objeto de controversia por el papel de Francia, aunque desde Enagás se insiste en que el rol del país vecino es secundario, después de que un analista preguntara por posibles retrasos en la producción de hidrógeno renovable tras las declaraciones de un experto francés. La compañía insiste en que no habrá retrasos y el corredor estará operativo en 2030.

El proyecto, que recibió la semana pasada el apoyo del mayor operador gasista de Alemania (OGE), prevé recibir el apoyo de la Comisión Europea a través de la consideración de Proyecto de Interés Común (PCI), que facilita fondos europeos y agiliza la tramitación de permisos, igual que otros proyectos, como el hidroducto que une Italia y Austria, que también se incluye en la hoja de ruta alemana a 2030. Aizpiri descarta que sean competencia. "Que haya otros proyectos creemos que será positivo para el H2Med porque de lo que se trata es de crear un mercado a escala europea", ha añadido.

Resultados

La compañía ha presentado este martes sus resultados con unas ganancias de 258,9 millones de euros hasta septiembre, un 26,7% menos que un año antes, marcado por el descenso de sus ingresos regulados (655,6 millones de euros) del 6,7% por la aplicación del nuevo marco regulatorio 2021-2026. Pese a esto, la compañía confirma sus objetivos a cierre de año en la banda alta de sus previsiones (entre 310 y 320 millones de euros).

En los resultados del periodo se incluye la plusvalía generada por la venta del gasoducto de Morelos (México) por un importe de 42,2 millones de euros. Mientras que en los nueve primeros meses de 2022 se contabilizaba el ajuste del valor contable de su participación en Tallgrass Energy (-133,8 millones), así como las plusvalías derivadas de la venta de GNL Quintero (178,9 millones) y de la entrada de socios en Enagás Renovable (49 millones). Descontando estos elementos no recurrentes, el beneficio neto caería un 16,4%.

El beneficio bruto de explotación (Ebitda) fue de 572 millones de euros y evoluciona también según lo previsto para llegar al objetivo anual de 770 millones de euros. Aizpiri ha citado la "efectividad del plan de eficiencia" que permitió recortar gasto, así como la evolución "más positiva" a la del año 2022 de sus filiales (144,4 millones de euros) como dos de las claves de estos resultados. La deuda neta al final del tercer trimestre del año se redujo en 63 millones de euros, situándose en 3.406 millones de euros.

Demanda industrial

Enagás constata una "fuerte recuperación" de la demanda industrial, que ha aumentado un 25,4% en el tercer trimestre, hasta alcanzar los 40,5 teravatios-hora (TWh), y ha "roto la tendencia" de los seis primeros meses del año. Esta recuperación ha estado liderada por el mayor consumo de los sectores de refino, químico, farmacéutico y cogeneración. Si bien ese repunte se debe al 'efecto escalón' --el tercer trimestre del año pasado fue el peor en cuanto a precios de la energía, especialmente en el caso del gas, lo que produjo una mayor destrucción de la demanda industrial en ese periodo que en los tres primeros meses del año (el consumo de gas industrial fue un 40% inferior entre julio y septiembre de 2022 que entre enero y marzo del mismo año, según cálculos a partir de los datos del operador gasista). En la comparación con 2021, la demanda de gas industrial mantiene un descenso de alrededor del 20% en los tres trimestres de este año.

La demanda para generación eléctrica cae el 29,3% respecto al año pasado por la mayor generación renovable y el descenso de la exportación de electricidad a Francia. Por primera vez en su historia, España ha conseguido llenar al 100% sus almacenamientos subterráneos desde el mes de agosto. Mientras, el nivel de almacenamiento medio de los tanques de GNL durante los nueve primeros meses del año fue del 61% y, a 30 de septiembre, el 46% del GNL almacenado en Europa se encontraba en los tanques de las plantas españolas. Hasta septiembre, España ha incrementado las exportaciones totales de gas un 32% en los nueve primeros meses de año.