Buenos días, señoras y señores. Bienvenidos a la conferencia de resultados de Enagás correspondientes a los 9 primeros meses del año 2022. Los resultados han sido publicados esta mañana antes de la apertura de mercado y están disponibles en la página web enagás.es. Arturo Gonzalo, Consejero Delegado de Enagás, dirigirá esta conferencia, que prevemos durará aproximadamente 20 minutos y, a continuación, abriremos un turno de preguntas que intentaremos responder con el mayor detalle posible. Gracias por la atención. Cedo la palabra a don Arturo Gonzalo.
Buenos días, señoras y señores, y muchas gracias por su atención. Les doy la bienvenida a esta presentación de resultados de los nueve primeros meses de 2022, en la que me acompañan el CFO, Luis Romero, el Director General de Asuntos Jurídicos y Corporativos, Diego Trillo, la Directora General de Comunicación, Relaciones Institucionales y con Inversores, Felisa Martín, el Director de Relaciones con Inversores, César García, y la Directora de Control de Gestión y Análisis de Negocio, Natalia Mora-Gil. Desde que presentamos nuestro plan estratégico 2022-2030 el pasado 12 de julio y los resultados semestrales el 27 de julio, han seguido ocurriendo muchos acontecimientos en el panorama europeo y en particular en nuestro sector energético.
En concreto, la semana pasada, la Comisión Europea presentó un nuevo paquete de medidas ante la crisis energética que establece compras conjuntas de gas, reglas para garantizar la solidaridad energética entre Estados miembros y mecanismos para proteger a la economía y a los ciudadanos ante los altos precios de la energía. Un asunto del máximo interés es el anuncio efectuado por el presidente del Gobierno de España, el presidente de la República Francesa y el primer ministro de Portugal acerca del acuerdo para el desarrollo del corredor de energía verde, que contempla una conexión entre Celorico da Beira en Portugal y Zamora en España y una conexión marítima entre Barcelona y Marsella. El proyecto tiene todo el sentido para Europa en solidaridad y descarbonización. Desde el punto de vista técnico, un proyecto de estas características tiene el mínimo impacto medioambiental y social.
Es un éxito de los tres países y una magnífica noticia para Europa, una muestra de la solidaridad entre los países europeos. En la cumbre programada para el 9 de diciembre entre los tres países se conocerá el proyecto en mayor detalle. Todos estos pasos nos permiten avanzar hacia una Europa más unida y la energía y las infraestructuras son en gran medida el hilo de esa unión. Estructuraré mi intervención en tres bloques. En primer lugar, resumiré el grado de avance en la ejecución de nuestro plan estratégico y daré algunos datos también sobre el nivel de utilización de nuestras infraestructuras. En segundo lugar, repasaré los principales indicadores de los resultados financieros y acabaré mi intervención recordando los objetivos para este año 2022.
Desde julio estamos avanzando en la ejecución de nuestro plan estratégico de acuerdo a los objetivos y los plazos previstos y al marco definido por el Gobierno. Antes de entrar en el detalle concreto de cada proyecto, voy a referirme al Plan Más Seguridad Energética que presentó el Gobierno de España hace justo 2 semanas y que es muy relevante en el contexto en el que nos encontramos. Incluye 73 medidas de seguridad energética, algunas de las cuales son clave para Enagás. Entre ellas, el refuerzo de las infraestructuras energéticas para incrementar aún más la contribución de España a Europa, hoy con gas y mañana con hidrógeno. En este sentido, es fundamental el avance para perfilar el futuro corredor ibérico del hidrógeno.
Otras medidas importantes para nosotros son las que hacen referencia a la integración de gases renovables en el sistema gasista o a la electrificación de las estaciones de compresión de gas natural con motocompresores para acelerar la reducción de emisiones en el sistema. El Plan Más Seguridad Energética incorpora otras medidas incluidas en el plan estratégico de Enagás y sobre las que hay ya un gran grado de avance. En concreto, la puesta en marcha de la planta de El Musel, en Gijón, como planta logística, para lo que ya hemos obtenido la autorización administrativa del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y que está solo pendiente de la aprobación definitiva por parte de la CNMC de su modelo retributivo. Esta terminal podrá aportar hasta 8 bcm anuales de GNL a Europa.
Su entrada en operación está prevista para enero de 2023 y la semana pasada dimos ya la bienvenida y comenzamos el plan formativo del nuevo equipo de unos 50 profesionales que va a poner en marcha y operar la planta. La ampliación de la interconexión de Irún, que ya está preparada para poder exportar 1.5 bcm adicionales de gas al año. El próximo 1 de noviembre estará ya disponible esa nueva capacidad para ser contratada. Está también la ampliación del pantalán de la planta de Barcelona para poder enviar más gas a Italia en pequeños buques. Esta ampliación ya ha sido autorizada por el Ministerio y estará disponible igualmente a partir de noviembre. La confirmación de Enagás GTS como entidad responsable transitoria del sistema de garantías de origen para los gases renovables en el que estamos trabajando.
Su puesta en funcionamiento se ha adelantado a marzo de 2023 y las plantas de producción de estos gases podrán empezar a registrarse a partir de enero. Todos ellos son hitos muy relevantes y estaban contemplados en el eje de crecimiento de las infraestructuras core business de Enagás y nuestros negocios adyacentes en el plan estratégico. Además de estos proyectos, también hemos avanzado en la ejecución del resto de objetivos recogidos en el plan estratégico. Haré un breve repaso. En cuanto a nuestra estrategia de rotación de activos, seguimos avanzando en el plan que les anunciamos en julio y que estamos cumpliendo a rajatabla. La semana pasada anunciamos que hemos dado entrada a Navantia, empresa propiedad del grupo SEPI, en el accionariado de Enagás Renovable con un 5%.
Les recuerdo que en el mes de julio entraron en el capital de Enagás Renovable el fondo Hy24, una joint venture de Ardian y FiveT Hydrogen con un 30% y Pontegadea, un accionista de referencia de Enagás, con un 5%. Enagás mantiene un 60%, una participación que, como no podía ser de otro modo, cumple con todos los requerimientos de la CNMC en materia de separación de actividades. La apuesta de Hy24, Pontegadea y ahora Navantia consolida a Enagás Renovable como una plataforma de referencia para el desarrollo del hidrógeno verde y el biometano, en línea con lo que ya les anunciamos en nuestro plan estratégico. También en cuanto a rotación de activos, les recuerdo que en el mes de julio anunciamos la venta de nuestra participación del 45.4% de GNL Quintero. Uno de nuestros ejes de crecimiento es el desarrollo internacional con foco en Europa.
Como saben, estamos colaborando al máximo con otros TSO y operadores. Un ejemplo es la firma este mes de octubre de un acuerdo con el operador de Albania, Albgaz, para una potencial entrada de Enagás en su accionariado y para continuar estudiando proyectos conjuntos en el país y en el área mediterránea. También seguimos trabajando para promover la ampliación del Trans Adriatic Pipeline, TAP, hasta los 20 bcm. También en relación con TAP, este mes se ha puesto en marcha el interconector Grecia-Bulgaria, que conecta esta infraestructura con la red gasista búlgara con una capacidad de hasta 3 bcm. En nuestro eje de innovación, tecnología y digitalización destacaría, en primer lugar, el fondo de transición energética Klima, en el que participamos con Alantra, que alcanzó en septiembre un cierre final de EUR 210 million, por encima del objetivo inicial de EUR 150 million.
Este mes, la gestora Hy24 ha cerrado con 2,000 millones de euros su fondo Clean H2 Infra Fund, el mayor fondo de hidrógeno del mundo y en el que, junto con otras empresas, Enagás participa con los TSO, Snam y GRTgaz como anchor investors. Por otra parte, el arbitraje de GSP en Perú, del que puntualmente les vamos informando, sigue según el calendario establecido. En septiembre se celebraron las audiencias finales ante CIADI y según nuestros asesores legales, se espera un laudo en el primer semestre de 2023. Finalizo este bloque de hitos con un tema importante. Standard & Poor's ha reafirmado nuestro rating en BBB y la perspectiva estable del rating demuestra la solidez de esta calificación.
Como les adelantamos en nuestro plan estratégico, mantener el rating crediticio es una prioridad clara de la compañía y, por tanto, como pueden ver, el delivery de nuestro plan estratégico está siendo incluso más rápido de lo previsto y con hitos muy relevantes. Paso ahora a hablarles de un asunto que sigue teniendo la máxima atención e interés, el funcionamiento que está teniendo el sistema gasista español. En un contexto como el que hoy vive Europa, es una buena noticia poder decir que en España continuamos operando con una disponibilidad de las infraestructuras gasistas del 100%. Les doy algún dato. Los almacenamientos subterráneos superan ya el 93% de llenado. Las plantas de GNL tienen sus tanques con un nivel de llenado medio que supera el 80%.
Hemos llevado a cabo, en lo que va de año, ya 250 descargas de buques, casi las mismas que en todo el año 2021. Continuamos contribuyendo al suministro europeo. Las exportaciones en los nueve primeros meses de este año han alcanzado 26.6 teravatios hora, lo cual equivale a más de 26 buques metaneros. Tenemos, y cada vez más, uno de los suministros más diversificados del mundo. En lo que va de año hemos recibido gas de 18 orígenes diferentes. La suma de la demanda de gas en España y las exportaciones durante estos primeros nueve meses ha sido un 8.2% superior a la del mismo periodo de 2021, destacando especialmente la demanda para generación eléctrica, que se ha incrementado un 80.2%.
El contexto actual ha puesto de manifiesto la importancia de las infraestructuras gasistas en España, tanto para la seguridad de suministro de nuestro país como para contribuir a la de otros países europeos. También esto es muy relevante para tener una energía más competitiva. Gracias a nuestras 6 plantas de GNL, los precios del gas en España se han situado, durante los meses transcurridos desde que estalló la guerra, entre los más bajos de toda la Unión Europea y han permitido, desde entonces, un ahorro de en torno a EUR 7,800 million en la factura energética nacional. Como un dato a tener en cuenta, las plantas de regasificación de España tuvieron un coste total de aproximadamente EUR 4,500 million. Paso ahora a comentarles las magnitudes más relevantes de nuestros resultados financieros durante estos nueve primeros meses del año.
El beneficio ordinario después de impuestos ha ascendido a EUR 353.4 million. Este resultado incluye las plusvalías de la venta de GNL Quintero y de la entrada de Hy24 en Enagás Renovable, así como el impairment en Tallgrass, del que ya les informamos. Esta cifra de BDI supone un incremento del 15% con respecto al mismo periodo de 2021 y está en línea para alcanzar el resultado previsto para final de año. Un tema importante en el contexto económico actual es que, si se eliminan los efectos no recurrentes de nuestros gastos operativos, así como de los gastos auditados que son compensados con mayores ingresos regulados, observarán que los gastos totales de la compañía han evolucionado muy por debajo de las cifras actuales de inflación.
En concreto, nuestros gastos suben un 3.5% frente a una inflación en España del 8.9% y en Europa del 9.9%. Esto es el resultado de la aplicación de las medidas de nuestro plan de eficiencia y hace que las perspectivas de gastos que les anunciamos en nuestro plan estratégico son plenamente realistas. Los datos que presentamos hoy ponen de manifiesto que estamos en vía y en condiciones de cumplirlas. Tanto nuestros flujos de caja como nuestra deuda neta han evolucionado también en línea con el presupuesto de este tercer trimestre. Incluyendo la entrada de caja por la desinversión en GNL Quintero, nuestra deuda neta se situará a final de año en el entorno de EUR 3,700 million.
Con la caja procedente de GNL Quintero y del Gasoducto de Morelos, tenemos previsto, antes de final de año, cancelar deuda en dólares, que como saben, es más cara que la deuda en euros. Nuestra deuda está cubierta a tipo fijo en más de 80%, lo que nos permite mitigar el impacto de los actuales tipos de interés y, en cualquier caso, les recordamos que las proyecciones de nuestro plan estratégico de julio ya incorporaban gran parte de las actuales expectativas del mercado de incremento de tipos de interés. Los ratios de apalancamiento son compatibles plenamente con la calificación crediticia triple B. En cuanto a nuestras sociedades participadas, han tenido en estos nueve meses un resultado de 153.9 millones de euros y continúan contribuyendo a la seguridad de suministro y a la descarbonización de los países en los que estamos presentes.
Les comento algunos detalles. En Europa, el Trans Adriatic Pipeline sigue contribuyendo a reducir la dependencia del gas ruso, especialmente en Italia y Grecia. Con una utilización del 98%, este gasoducto ha entregado a Europa 7.9 BCMs de gas hasta el 30 de septiembre. En Grecia, la demanda total se incrementó en un 13.2%. Nuestra participada, DESFA, está reforzando el rol clave para la seguridad de suministro de la terminal de Revithoussa. Que cubrió el 42% de las importaciones totales del país en este periodo, recibiendo GNL de siete países diferentes. En España, nuestras participadas BBG y Saggas continúan operando con elevados niveles de utilización y contribuyendo de forma relevante a cubrir la demanda. Respecto a América, en primer lugar, en Estados Unidos, las infraestructuras de Tallgrass Energy han tenido un alto nivel de contratación y utilización durante los tres primeros trimestres del año.
En concreto, destaca el buen comportamiento del gasoducto Rockies Express, con un promedio de capacidad contratada superior al 90%, y Pony Express, con una utilización del 85%. Como saben, Tallgrass está inmersa en un plan de inversiones muy relevante que se está desarrollando al ritmo previsto. La compañía ha anunciado en septiembre un acuerdo con Equinor para desarrollar conjuntamente oportunidades de producción e infraestructuras de hidrógeno y amoníaco limpios a gran escala y próximamente irán anunciando nuevos avances. En Perú, donde estamos presentes con TGP y Coga, la demanda se ha incrementado un 10% y, en este contexto internacional de precios, está habiendo una alta utilización de la red de transporte de gas para exportación, con un 83%.
En México, la planta TLA Altamira ha tenido una disponibilidad del 100% en estos nueve primeros meses y continuamos avanzando en el cierre de la venta del gasoducto de Morelos. En cuanto a nuestro desempeño ESG, una prioridad absoluta para la compañía, en este último trimestre hemos actualizado la estrategia de sostenibilidad de Enagás, en línea con el nuevo plan estratégico, poniendo el foco en tres ejes principales. Primero, la descarbonización de nuestras operaciones y de la cadena de valor. Segundo, la transformación con foco en la digitalización y en las personas. Y tercero, en materia de gobernanza, asegurando la debida diligencia en derechos humanos y medio ambiente. Todo ello con una gran atención a la cultura de seguridad y en particular al ámbito de la ciberseguridad. Seguimos en posiciones de liderazgo en los principales índices de sostenibilidad del mundo y quiero destacar un hito reciente.
En septiembre nos situamos entre las compañías con un máximo nivel de desempeño de nuestro sector en el Dow Jones Sustainability Index. Los resultados de estos thres primeros trimestres de 2022 que les presentamos hoy están plenamente en línea para alcanzar nuestros objetivos del año, de los que les recuerdo los más relevantes. En primer lugar, obtener un beneficio después de impuestos de entre EUR 380 million y EUR 390 million, un BDI que ascendería a EUR 360 million sin las plusvalías y el impairment de Tallgrass. Segundo, alcanzar un EBITDA ajustado por dividendos de EUR 740 million. Tercero, reducir por segundo año consecutivo nuestra deuda neta, que con la entrada de caja que prevemos derivada de la rotación de activos a final de año se situará en torno a los EUR 3,700 million.
Por último, la holgura suficiente de los flujos de caja generados garantiza nuestra política de dividendo, que en el ejercicio 2022 se concreta en un incremento de 1% con respecto a 2021, es decir, EUR 1.72 por acción. Termino con cinco conclusiones. Primero, vamos a cumplir nuestros objetivos en un año muy complicado a nivel mundial y en particular en Europa para el sector energético. Segundo, estos resultados nos van a permitir empezar también 2023 con los mejores cimientos para seguir llevando a cabo nuestro plan estratégico. Tercero, es importante destacar que estamos materializando este plan estratégico a muy buen ritmo, incluso superior al esperado. Cuarto, la rotación de activos, en la que estamos cumpliendo con lo anunciado, refuerza nuestro balance y nuestra sólida posición financiera para aprovechar las nuevas oportunidades del proceso de descarbonización en España y en Europa.
Tanto las directrices de Europa, desde REPowerEU a las medidas más recientes, como el importante Plan Más Seguridad Energética del Gobierno de España y el nuevo corredor de energía verde anunciado esta semana por los gobiernos de España, Portugal y Francia, son un refuerzo para nuestro plan estratégico. Muchas gracias y estamos a su disposición para responder a sus preguntas.
Muchas gracias. Señoras y señores, el turno de preguntas empieza ahora. Si desean intervenir, por favor, pulsen asterisco uno en el teclado de su teléfono. Gracias. La primera pregunta viene de Javier Suárez, de la compañía Mediobanca. Adelante, por favor.
Sí, hola, buenos días a todos y gracias por la presentación. Tenía tres preguntas. La primera es sobre el acuerdo entre el Gobierno español y el Gobierno francés para construir, y el Gobierno portugués también, para construir esta importante interconexión offshore. Sé que van a tener una reunión, va a haber esta reunión internacional entre los tres gobiernos a principios de diciembre, pero me gustaría saber si son tan amables de darnos algún detalle más sobre el montante de inversión que, en su opinión, podría requerir, al menos para la parte española o para Enagás, esta interconexión.
Alguna indicación de coste, alguna indicación de timing, también, cuándo efectivamente este pipeline podría tener un rol para ayudar a Europa a diversificar las fuentes de suministro de gas y, sobre todo, cómo esperan que esta infraestructura se financie. Si deberíamos esperar una financiación parecida a la que tiene TAP, debería haber una contribución de fondos europeos y alguna indicación de cuál podría ser el equity que Enagás invertiría en este, en esta interconexión. Esa sería la primera pregunta. La segunda pregunta es sobre la estructura de capital de la compañía, ¿no? Hemos visto un incremento significativo de los tipos de interés que obviamente está afectando a todas las compañías y a todas las actividades que tienen un apalancamiento fuerte.
La pregunta para ustedes es si esto cambia de alguna manera la manera que ustedes ven esa estructura de capital y si consideran que la compañía debería acelerar el proceso de venta de activos como consecuencia de un entorno de tipos de interés completamente distinto y probablemente también mirar con ojos distintos tanto el CapEx como el pago de dividendo. Cualquier consideración sobre cómo se podría reconsiderar esta estructura de capital sería interesante. La tercera pregunta es sobre con respecto al guidance del net income, si usted estaría de acuerdo con el comentario que el guidance de net income parece conservador después de ver los resultados del tercer trimestre y luego también el hecho que la venta de Morelos no está todavía contabilizada. Gracias.
Muchas gracias por tu pregunta, Javier, por tus preguntas. Buenos días. Sobre el acuerdo anunciado por los gobiernos de España, Portugal y Francia, hoy realmente no voy a poder aportarles ninguna información relevante adicional a lo explicado por los tres gobiernos. Ahora hay que concretar la propuesta presentada por los gobiernos para que en la cumbre anunciada en la ciudad de Alicante el nine de diciembre se pueda ya dar claridad sobre las características técnicas, los plazos, las estimaciones de coste, y las expectativas de contar con recursos de la Unión Europea para su construcción. Lo único que podría hacer es hacerme eco de las declaraciones que han hecho los responsables de los gobiernos involucrados y esto, pues, realmente no aportaría ningún valor.
Lo que sí que puedo decirles es que cuando el nine de diciembre se conozcan estos detalles sobre la infraestructura, pues nosotros podremos trabajar también en cómo incorporar esta nueva infraestructura a nuestra propia planificación. De esto, pues tendremos que hablarles más adelante y seguramente con mayor detalle y precisión, pues cuando les presentemos ya el presupuesto del año 2023. En segundo lugar, respecto a la estructura de capital y el efecto que tiene para Enagás el incremento de los tipos de interés, realmente Enagás tiene una muy alta protección al incremento de los tipos de interés. A 30 de septiembre, el 90% teníamos fijada el 90% de la deuda bruta o directamente o bien a través de instrumentos derivados.
Por tanto, el efecto del incremento de tipos de intereses es muy limitado para la compañía y creemos que nos mantendremos en un gasto financiero neto para este año 2022 asociado a deuda neta en línea con la previsión de principios de año de EUR 87 million. Además, de cara a los vencimientos que tenemos en 2023, pensamos que en gran medida el efecto del incremento de tipos de interés se va a ver compensado por el efecto positivo que tiene esta subida de tipos en la remuneración de nuestra caja, tanto la caja y sobre todo expresada en dólares, como también en euros. De modo que creemos que el gasto financiero neto asociado a la deuda para el año próximo va a reflejar también un incremento muy moderado, en línea con el plan estratégico, donde lo estimábamos en EUR 110 million.
En tercer lugar, preguntabas por si este efecto de los tipos de interés puede llevarnos a acelerar la venta de activos o a cambiar nuestra visión sobre el CapEx o el pago de dividendos. Como he dicho, el efecto realmente de los tipos de interés es muy moderado y creemos que estamos considerablemente protegidos contra ese efecto, lo cual quiere decir que no necesitamos cambiar lo ya dicho en el plan estratégico. Y de hecho, nosotros estamos trabajando para poder, abordar 2023 sin necesidad de nuevos credit remedies respecto a lo que ya habíamos anunciado en nuestro plan estratégico. Por último, sobre el guidance del net income, bueno, pues creemos que estaremos en ese rango, aunque ciertamente pensamos que en la parte más alta de ese rango.
Sí somos conservadores, prudentes, pero creemos que es una buena referencia para el mercado, siendo cierto que pensamos que estaremos, como digo, en su parte alta. Muchas gracias, Javier Suárez.
Muchas gracias, Javier. Pasemos, por favor, a la siguiente pregunta.
La siguiente pregunta viene de Manuel Palomo, de la compañía BNP Paribas. Adelante, por favor.
Hola, muy buenos días a todos. Bueno, la verdad es que las preguntas de Javier Suárez se parecían bastante a las mías, así que solo voy a hacer una adicional, y es acerca de la demanda y las expectativas. La demanda convencional ha caído un 17% year to date o year on year, y la de ciclos ha subido un 80% en el mismo periodo. Mi pregunta es un poco las expectativas de Enagás para el año 2023, en el cual supuestamente podría haber un poco de normalización hidráulica, quizás, por tanto, menos consumo de gas por parte de ciclos. Pero sobre todo me interesa saber cuáles son vuestras expectativas en cuanto a la demanda convencional. Muchas gracias.
Muchas gracias, Manuel. Los datos que das son correctos y muestran un año con una importante excepcionalidad que tiene un resultado neto de un incremento del 8%, que realmente creemos que es muy notable en una demanda que se pensaba que iba a seguir una tendencia, pues de un leve declive en los próximos años. Seguimos viendo incrementos muy robustos de la demanda y una utilización muy alta del sistema gasista. Ciertamente, hay una reducción de la demanda convencional que en gran medida es un efecto del precio. Creemos que es una pérdida de demanda no estructural. Creemos que una gran parte de esa demanda se puede recuperar cuando vayamos también a un escenario de normalización de precios.
Esto aplica de forma especial a la industria, porque lo que constatamos es que la reducción de consumo en la industria responde a un cambio de combustibles, en muchos casos, que volverá a arrojar un resultado favorable en la orden de mérito al gas o cuando se normalice la situación actual. La caída del consumo de gas, y esto es muy importante, en la industria, no corresponde a una destrucción de actividad, corresponde a una sustitución de combustibles que creemos que en gran medida es reversible, de modo que en una situación de normalidad veremos, creemos, recuperarse el consumo convencional. También creemos que va a seguir habiendo un consumo elevado en los ciclos. Hay unas expectativas de exportación de energía eléctrica a nuestros países vecinos en los próximos meses de forma muy significativa.
Va a haber también un elevado nivel de descarga y recarga de buques en nuestras plantas, asociado a las plantas flotantes de regasificación que se van a ir poniendo en marcha en distintos lugares en Europa y que van a necesitar contar con capacidad de almacenamiento que les dé flexibilidad a su operación. De modo que creemos que en 2023 vamos a ver una recuperación de la demanda convencional y, en términos generales, una demanda global muy robusta en el sistema gasista español.
Muchas gracias, Manuel, por la pregunta. Pasamos a la siguiente, por favor.
La siguiente pregunta viene de Ignacio Doménech, de JB Capital . Adelante, por favor.
Sí, hola, buenos días y gracias por atender a mis preguntas. La primera pregunta sería sobre Nigeria. He visto en la presentación que el 14% del suministro procede de Nigeria. Entonces, en relación con el force majeure que se anunció la semana pasada en Nigeria, no sé si tenéis alguna información adicional o alguna visibilidad en cuanto a posibles disrupciones allí. La segunda pregunta es sobre la rotación de activos. Me pareció leer la posibilidad de vender la posición que tenéis en Tallgrass. Entonces, me gustaría entender un poco si se había cambiado algo, si podéis darnos alguna información acerca de esta posible venta en el futuro. Muchas gracias.
Muchas gracias por las preguntas, Ignacio. Sobre Nigeria, no os podemos dar ninguna información. No hemos recibido ninguna expresión de preocupación de los operadores, de los comercializadores. Y de hecho, esta situación se ha producido en un momento en el que no había una llegada importante programada de barcos de Nigeria, pero no hay ningún motivo de preocupación por esta situación de fuerza mayor en relación al abastecimiento para España. En segundo lugar, sobre la rotación de activos, las noticias que se han publicado recientemente abundan en los mensajes ya comunicados al mercado, con nuestro plan estratégico del 12 de julio.
Los activos que consideramos estratégicos a largo plazo para la compañía y la búsqueda de nuevas oportunidades de desarrollo internacional para la compañía van a tener lugar en Europa, en el marco de una visión de un sistema cada vez más integrado de infraestructuras de gas e hidrógeno en Europa, donde los TSO tendremos que jugar un papel protagonista. Los otros activos internacionales de la compañía son activos muy valiosos que estamos seguros de que nos van a aportar mucho valor, pero no tienen esa condición de activos estratégicos a largo plazo. Creemos que todavía tenemos ante nosotros grandes oportunidades de hacer crecer estos activos. Están en cadenas de valor que son importantes para la compañía.
En particular, Tallgrass Energy está en una cadena de valor, crecientemente importante para España, para Europa y para Enagás, porque buena parte de las moléculas de gas que llegan en forma de GNL a las plantas españolas están circulando por el sistema de gasoductos de Tallgrass. Además Tallgrass, como he dicho, está involucrado en proyectos de descarbonización, de transporte y almacenamiento de CO2, de producción de hidrógeno y amoníaco limpio, de una gran importancia para el futuro, y son proyectos en los que Enagás tiene un especial interés. Es decir, no hay ningún cambio a este respecto. Son activos en los que nos sentimos cómodos.
El día que necesitemos, financiar, pues unos volúmenes mayores de CapEx, si es que estos activos han alcanzado la madurez y si las condiciones del mercado son favorables, pues consideraremos hacer una política de rotación, pues como hemos hecho, yo creo que impecablemente en otras ocasiones. Muchas gracias.
Gracias, Ignacio, por tu pregunta. Pasamos a la siguiente, por favor.
Muchas gracias. No hay más preguntas en español. Pasamos ahora a tomar las preguntas en inglés.
Let's start with the questions in English. The first question comes from Antonella Bianchessi, from Citi. Please go ahead.
Thank you. Ignacio, very good question. Let's move to the next. Thank you. There are no further questions in Spanish. Are there any questions in English?
Antonella, your line is open. Let's start with the questions in English. The first question comes from Antonella Bianchessi.
Yes. Hello, good morning. Just a quick clarification on your target for the EBITDA. EUR 740 million would imply a pretty bad, let's say, Q4. Can you elaborate on the definition of target? The number is well below consensus. If you can just clarify what is included and what is not, and also if you can give a little bit of clarity on the contribution of the international affiliates to this target. My second question, if you can give a little bit of granularity on the contribution of the international affiliates to the nine-month EBITDA, in particular Tallgrass and the TAP, if you can give us the numbers behind it. Thank you.
Good morning, Antonella, and thank you very much for your questions. I will answer the first one and I will ask Luis Romero, our CFO, to answer the second regarding the contribution of our international affiliates. Concerning our EBITDA target for the 2022 whole year, we are maintaining the target for EBITDA at the closing in the range of EUR 785 million-EUR 790 million, and the EBITDA target of EUR 740 million for the EBITDA adjusted for dividends. This means that we are expecting a lower contribution in 4Q, especially because we have a concentration of some expenses in this last quarter and because of calendarization of the contributions of the affiliate companies. I think this is it mainly.
Luis will comment on the contributions in the first three Qs of the affiliate company. Thank you.
Good morning, Antonella. I think in terms of the contribution of the international business nowadays, I think the expectations, no? of the contribution by Tallgrass, no? In the total contribution of the third quarter, I think it's around EUR 26 million.
No, so this is the specific figure for Tallgrass now in the current financial statements.
Thank you very much, Antonella, for your question. We are ready for the next. Thank you.
Our next question comes from Arthur Sitbon from Morgan Stanley. Please go ahead.
Hello, Thank you very much for taking my questions. The first one is on the Spanish regulation on gas transport networks. My understanding is that there may be some negotiations to try to adjust your current framework to try to get compensated for the high level of inflation that there is right now. I was wondering how those negotiations are progressing, what would be on your wish list, and what would be the reasonable time horizon for that to take place, if this is likely. The second point, the second question, my understanding is that there is a cash flow sweep rule on the Prairie assets applicable to Tallgrass.
I was wondering if you could walk us through how this, these rules work and what can it mean for, cash flow generation or debt at the Enagás level. Thank you very much.
Thank you very much for your questions, Arthur. Regarding our discussions with the regulator on how to take into account the inflation effect in our costs, this will be included in the next regulatory period, because the current period goes up to 2026, and we don't expect any material change of the remuneration framework for this period. What will hopefully happen is that this will be taken into account for the next regulatory period, 2027-2032. What we are doing in this regulatory period, Arthur, is optimizing the efficiency plan in Enagás, reducing as much as possible the impact of inflation in our costs. I think this is something the market can rely upon because we are, I think, already delivering very significant results. We have restructured our executive team, producing significant costs reductions.
We can say that for 2023, our personnel costs, which represent almost 40% of our costs exposed to inflation, as I was saying, in 2023, our personnel costs will follow what has been projected in our strategic plan. I can say very clearly that we are not going to have any unexpected costs increase by that side. We only have exposed to inflation around 30% of our costs without any protection. Going to higher inflation rates, say, similar to the ones that we are seeing in Spain or Europe now, would represent a very limited impact in our costs of around EUR 4 million a year.
We can say very clearly that inflation is being controlled in Enagás with our efficiency measures, and this is a line of action in which we will continue to look for opportunities to optimize our costs. We will continue this conversation with the regulator, definitely, but for the market, we are going to commit with what we can do, reducing the manageable costs in the company. Second, talking about the cash sweep in Prairie, this cash sweep refers to the dividends distributed to the shareholders. Since we are not distributing dividends until 2026, this cash sweep is not having any significant impact during these coming years.
Thank you very much, Arthur. We are ready for the next question.
There are no more questions in English. I give the floor back to the management team.