El énfasis que la transición energética está poniendo en la electrificación, junto con las poco optimistas proyecciones de demanda para el gas natural y el hidrógeno, dibujan un escenario de incremento de riesgos para Enagás, Snam, Italgas y el resto de gasísticas, que además adolecen de una falta de «remuneración regulatoria (sic)» por parte de los poderes públicos.
Este análisis procede de un informe de BloombergNEF, que vaticina una disminución del 21% en la demanda de gas natural estimada en el escenario de emisiones netas cero de la agencia para 2030. Este desplome seguirá a una caída del 20% en el período comprendido entre 2021 y 2023 tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia.
LA INFLUENCIA DEL GAS ‘VERDE’ SE HARÁ ESPERAR
El desarrollo de la transición energética en el viejo continente está favoreciendo a las empresas eléctricas en comparación con sus pares regulados de gas, relegadas a un segundo plano. El estímulo ‘verde’ se destina principalmente a aumentar la electrificación y reducir el consumo de combustibles fósiles. Las iniciativas de expansión de las redes eléctricas de compañías como E.On o Iberdrola están eclipsando a las carteras de activos orientadas al gas, como la de Engie y la propia Enagás.
Los grandes operadores gasísticos europeos, señala el informe, pueden mitigar la exposición adaptando las redes para transportar energías renovables no eléctricas, como el hidrógeno y el biometano, aunque este camino presenta otros problemas, como la falta de regulación que asegure el retorno de los proyectos y el relativamente bajo gasto de capital comprometido.
Por otro lado, no se espera que el hidrógeno cause un gran impacto en el mercado hasta al menos 2040, según los autores del estudio. Los objetivos políticos de ampliar el mercado de hidrógeno verde en Europa pueden ser difíciles de alcanzar, sugiere el análisis de BloombergNEF, ya que la falta de incentivos públicos y créditos de carbono para la industria intensiva en energía no logra, por el momento, estimular la demanda.
LA FALTA DE INCENTIVOS PÚBLICOS ESTÁ AFECTANDO AL DESARROLLO DE LOS GASES ECOLÓGICOS EN EUROPA, como se PUDO VER en la cancelación por parte de Orsted DE ‘FLAGSHIPONE’, EL proyecto de e-Metanol más grande dEL CONTINENTE
Esta realidad está afectando el desarrollo del gas ‘verde’ a lo largo de toda la cadena de valor, como se vio en la cancelación por parte de Orsted del proyecto de eMetanol más grande de Europa, FlagshipONE, después de que los operadores no pudieran asegurar contratos de compra a largo plazo.
El gigante escandinavo razonó su decisión afirmando que el sector de los e-combustibles en particular se mueve, sí, pero a paso de tortuga, lo que impide amortizar las inversiones. «El mercado de e-combustibles líquidos en Europa se está desarrollando más lentamente de lo esperado, y hemos tomado la decisión estratégica de despriorizar nuestros esfuerzos en este mercado y cesar el desarrollo de FlagshipONE», explicó el presidente de la compañía, Mads Nipper.
FlagshipONE había sido concebido con grandes ambiciones: la planta debía producir 50.000 toneladas anuales de e-metanol para abastecer a la flota de transporte marítimo del norte de Europa. Sin embargo, los contratos de aprovisionamiento a largo plazo no llegaban, lo que ha obligado la desarrolladora a ‘bajar la persiana’ de la iniciativa y centrar sus esfuerzos en el hidrógeno. Un hidrógeno cuyo costo nivelado de producción en Europa, resalta el análisis de BloombergNEF, sigue siendo aproximadamente tres veces mayor en comparación con el gas natural.
LAS ESTIMACIONES DE LOS PRINCIPALES GESTORES GASÍSTICOS ELEVAN A ENTRE 80.000 Y 143.000 MILLONES DE EUROS LA INVERSIÓN NECESARIA PARA DESARROLLAR LA RED DE HIDRÓGENO DE LA UE
La Unión Europea (UE) se ha marcado el objetivo de producir e importar 20 millones de toneladas de hidrógeno ‘verde’ para 2030, lo que posiblemente reemplazaría entre el 8% y el 15% de la demanda de gas del bloque. Estas estimaciones chocan con el escenario de emisiones netas cero que maneja BloombergNFE, que reduce a tres toneladas la cantidad de H2 que se moverán en la UE a finales de la década.
La iniciativa European Hydrogen Backbone, respaldada por varias empresas de gas -incluidas Snam y Enagás- estima que se necesitarán inversiones de entre 80.000 y 143.000 millones de euros hasta 2040 para construir la red de hidrógeno de la región. La lista de Proyectos de Interés Común (PCI) de la UE, publicada en abril, incluyó varias inversiones transfronterizas que se realizarán en la segunda mitad de la década, ya que las empresas implicadas esperan la estabilidad regulatoria necesaria para asegurar la financiación.
Por consiguiente, sostiene el informe, la creación de un sistema que aporte seguridad a los inversionistas y garantice una base para el rendimiento de los activos, como los planes de remuneración para redes de gas, es un catalizador clave para la captación de fondos.
LAS INVERSIONES ‘VERDES’ DE LOS GIGANTES GASÍSTICOS
Los operadores ahora pueden solicitar cofinanciación para estudios iniciales y trabajos en proyectos seleccionados en la lista PCI utilizando el Mecanismo Connecting Europe, que cuenta con un presupuesto de 850 millones de euros.
Además de la adaptación para el transporte de hidrógeno, Snam, Enagas y sus pares han invertido activamente en otros segmentos de la cadena de valor del gas ‘verde’ y de la energía alternativa.
Snam lidera la cuota de inversión no regulada con un presupuesto de 1.200 millones de euros para hidrógeno, captura de carbono y otros proyectos entre 2023 y 2027. Enagás, por su parte, posee participaciones en más de 50 proyectos de hidrógeno y biometano, con una inversión no comprometida de 170 millones de euros hasta 2026. Las unidades de eficiencia energética de Snam e Italgas representan una pequeña parte de las ganancias, pero ofrecen beneficios complementarios a la actividad regulada principal.
La adopción de hidrógeno y otros gases ‘verdes’, concluye el análisis de BloombergNEF, aún es incierta y podría aumentar el riesgo de una valoración a la baja para las empresas que buscan desagregar sus activos upstream.
EL GRAN CORREDOR EUROPEO DE H2, MÁS CERCA
A finales de julio, el Consejo de Ministros, a propuesta del propio MITECO, firmó el acuerdo por el que se habilita a Enagás, gestor oficial del H2 en España, para el ejercicio provisional de las funciones de desarrollo de los Proyectos de Interés Común (PCIs) europeo de redes de hidrógeno.
Así, desarrollará la red interior, dos interconexiones con Francia y Portugal y dos instalaciones de almacenamiento, en País Vasco y Cantabria. Ambas forman parte de la infraestructura H2Med y se trata del interconector de hidrógeno Portugal-España (tramo CelZa); infraestructuras interiores de hidrógeno en España; el interconector de hidrógeno España-Francia (conocido como ‘BarMar’); y las instalaciones de almacenamiento de hidrógeno en España H2 storage North-1 y H2 storage North-2, en Cantabria y País Vasco, respectivamente.
El corredor H2Med es un gran proyecto de interconexión energética que enlazará puntos clave del suministro español y portugués con Francia y Alemania. Inicialmente concebido como un canal gasístico, terminó evolucionando en un ‘hidroducto’ diseñado para el transporte de hidrógeno renovable en exclusiva.
ENAGÁS EN EL MERCADO GASÍSTICO
Tras las subastas de capacidad para las plantas de regasificación españolas realizadas por Enagás en junio, se han contratado 2.189 slots de descarga de gas natural licuado (GNL) desde octubre de 2024 a septiembre de 2039.
