Buenos días, señoras y señores, bienvenidos a la conferencia de los resultados de Enagás correspondientes a los seis primeros meses del año 2023. Los resultados han sido publicados esta mañana antes de la apertura de mercado y están disponible en la página web de la compañía, enagás.es. Arturo Gonzalo, Consejero Delegado de Enagás, dirigirá esta conferencia, que prevemos durará aproximadamente 15 minutos, para a continuación abrir un turno de preguntas que intentaremos responder con el mayor detalle. Gracias por su atención. Le cedo la palabra a don Arturo Gonzalo.
Buenos días, señoras y señores. Muchas gracias por su atención. Les doy la bienvenida a esta presentación de resultados de los 6 primeros meses de 2023, en la que me acompañan el CFO, Luis Romero, el Secretario General y del Consejo, Diego Trillo, la Directora General de Comunicación, Relaciones Institucionales y con Inversores, Felisa Martín, el Director de Relación con Inversores, César García, y la Directora de Control de Gestión y Análisis de Negocio, Natalia Mora-Gil. Estructuraré mi intervención en 5 puntos. Empezaré repasando brevemente los últimos avances nacionales y europeos en el ámbito energético. En segundo lugar, abordaré el grado de ejecución de nuestro plan estratégico, con especial foco en los hitos alcanzados en el segundo trimestre. En tercer lugar, repasaré los principales indicadores de los resultados financieros del semestre.
En cuarto lugar, destacaré los hitos en el ámbito de ESG y acabaré mi intervención recordando los objetivos para este año 2023. Desde que en marzo de 2022 la Comisión Europea publicó REPowerEU para acelerar la transición energética ante la invasión de Ucrania, Europa ha logrado unos resultados difíciles de imaginar hace un año. Por una parte, se ha conseguido una importante reducción de la dependencia energética de Rusia. Las importaciones de gas ruso a Europa se han recortado un 62% entre mayo de 2022 y mayo de 2023. Para lograrlo, han jugado un papel esencial medidas como la ampliación de la capacidad de regasificación en 35 bcm, con ocho nuevas terminales en Europa. Enagás aporta un 20% de esta nueva capacidad adicional gracias a la puesta en marcha de la planta de El Musel.
El objetivo europeo del llenado de los almacenamientos subterráneos en un 90% para noviembre avanza a buen ritmo y está ya a más de un 80%. En el caso de España, el nivel es ya del 98%, un récord histórico. Se han acelerado todos los desarrollos regulatorios que estaban previstos para impulsar la descarbonización y, en concreto, el despliegue del hidrógeno renovable.
Hay ya un acuerdo para la nueva directiva RED III, que ha elevado del 32% al 42.5% el objetivo de consumo de energías renovables en 2030 en Europa y ha introducido cuotas de consumo de hidrógeno verde en la industria, un 42% para 2030 y un 60% para 2035, y en el transporte, con un 1% para 2030, vía combustibles renovables de origen no biológico. En este último sector, la meta es del 5.5%, incluyendo los biocombustibles avanzados. A ello se suma la creación del Banco Europeo del Hidrógeno para impulsar un mercado interior de hidrógeno verde. Los avances continuarán en la segunda mitad del año, cuando Europa apruebe la directiva y el reglamento de descarbonización de los mercados de hidrógeno y gas.
También en España ha habido importantes avances y nuestro país continúa mostrando su liderazgo en contribución a la seguridad de suministro y a la descarbonización. El pasado 28 de junio, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico envió a la Comisión Europea su borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, PNIEC 2030, 2023-2030, y ha iniciado una etapa de consulta pública. Es una actualización acorde a los escenarios y objetivos marcados en REPowerEU y Fit for 55, y que supone también un fuerte respaldo a las propuestas de Enagás. El plan da mayor impulso a los gases renovables, elevando los objetivos previstos para 2030. En el ámbito del hidrógeno verde, aumenta la potencia de electrolizadores prevista de 4 a 11 gigavatios.
Asimismo, el 74% del hidrógeno que se consuma en la industria tendrá que ser de origen renovable, triplicando el 25% del plan anterior. En cuanto al biogás, eleva el objetivo de producción de 10.4 a 20 teravatios hora. Con este PNIEC, España refuerza también el rol de seguridad de suministro de las infraestructuras del sistema gasista, en línea con el Plan Más Seguridad Energética. Lo hace poniendo en valor tanto la capacidad de almacenamiento de las plantas de GNL del sistema, que aumenta gracias a El Musel, como el incremento de la capacidad de interconexión con Europa. Además, y para que España pueda aprovechar la oportunidad de ser el primer hub mundial de hidrógeno renovable, el PNIEC incorpora una nueva medida específica para el Corredor Ibérico del Hidrógeno, el H2Med, incluyendo los primeros ejes de la red troncal nacional.
Portugal, por cierto, en su PNEC, también refuerza la importancia del H2Med, al prever una potencia de electrolizadores de 5.5 gigawatts para la producción de hidrógeno, con un importante excedente para la exportación. En definitiva, tanto Europa como España han dado un fuerte espaldarazo a los proyectos de infraestructuras de hidrógeno que anunciamos a comienzos de este año en el Día del Hidrógeno de Enagás y que presentamos en el proceso europeo de los PCIs. También supone una reconfirmación de las bases sobre las que se asienta el plan estratégico de nuestra compañía. Es un plan que presentamos hace un año y en cuya ejecución avanzamos a un ritmo superior al previsto. Les recuerdo que consta de tres ejes de actuación principales. En primer lugar, un plan inversor en torno a la seguridad de suministro en España y en Europa.
En segundo lugar, la descarbonización, con el hidrógeno como vector clave. En tercer lugar, el control de costes operativos y financieros, del que daré más detalle cuando repasemos las cifras de los resultados. Con respecto al primero de estos 3 ejes, en la presentación pueden ver el detalle de los principales hitos que hemos ido cumpliendo desde que anunciamos nuestro plan estratégico, que son conocidos. Hoy me voy a detener en 3 de ellos, que se han producido en estos últimos 3 meses y que además tienen una especial relevancia. El primero, en España, es la puesta en marcha de la planta de regasificación de El Musel. Es una magnífica noticia por lo que supone para el sistema gasista español y para la seguridad de suministro en Europa.
Tras un proceso de asignación de capacidad, u Open Season, que ha sido todo un éxito y ha despertado un gran interés, y la adjudicación final de su uso comercial a Endesa, El Musel iniciará a partir del 31 de julio sus operaciones comerciales como centro logístico. Como saben, otro de los hitos de nuestro plan estratégico fue el acuerdo alcanzado con Reganosa, por el que ellos entran como socios con un 25% en la planta de El Musel y Enagás adquiere su gas, su red de transporte. Esta operación prevemos que se cierre en este segundo semestre. El segundo gran hito en los últimos tres meses es la entrada de Enagás en Alemania. Nos hemos incorporado con una participación del 10% al consorcio Hanseatic Energy Hub, que pondrá en marcha la futura terminal de gas natural licuado, GNL, de Stade.
Enagás será socio industrial del proyecto y tendrá, además, una participación mayoritaria en la futura compañía operadora de la planta. Este importante paso responde plenamente al objetivo de situar a Europa como foco geográfico prioritario y contribuirá a alcanzar las metas europeas de seguridad de suministro y descarbonización. El tercero es el cierre, que tuvo lugar ayer mismo, de la ampliación de nuestra participación en TAP. Como saben, el pasado 27 de enero alcanzamos un acuerdo por el que adquirimos un 4% adicional en Trans Adriatic Pipeline por EUR 168 million, hasta alcanzar el 20% del accionariado. TAP aportará en este ejercicio 2023 alrededor de EUR 70 million en dividendos a Enagás.
Esta infraestructura está incluida en el mapa del European Hydrogen Backbone y podrá adaptarse en el futuro para el transporte de hidrógeno verde, contribuyendo de este modo a los objetivos de descarbonización en Europa. En el segundo eje del plan estratégico, que incluye el desarrollo de un mercado de hidrógeno como vector imprescindible para la descarbonización, hemos tenido importantes avances durante este semestre. El Corredor H2Med y la Red Troncal de Hidrógeno Española asociada avanzan de forma positiva en el proceso para adquirir la calificación como proyectos de interés común europeo, PCI. El 4 de julio, los TSO de Portugal, Francia y España nos reunimos en Bruselas con la comisaria de Energía, Kadri Simson, y con el vicepresidente de la Comisión Europea, Maroš Šefčovič, y ambos expresaron su más claro apoyo a estos proyectos.
Europa sabe que para cumplir los objetivos marcados en REPowerEU, es imprescindible el corredor del H2Med y los ejes troncales de los diferentes países que lo hacen posible. En Enagás, en línea con lo establecido por Europa, estamos desarrollando la hoja de ruta que les avanzamos en enero en nuestro Día del Hidrógeno. Hoy les anunciamos la fecha para el lanzamiento de las Call for Interest, no vinculantes, para los primeros ejes de la red troncal. El próximo 14 de septiembre presentaremos en detalle y pondremos en marcha el proceso con una sesión informativa, el 22 de septiembre ya estará disponible todo el sistema para acudir a las Call for Interest, en las que incorporaremos también una consulta específica sobre amoniaco y CO2.
Esta Call for Interest permitirá avanzar en la identificación de proyectos y necesidades reales, para así tener una foto más ajustada del potencial de oferta y demanda de hidrógeno verde en nuestro país. El desarrollo de una red troncal permitirá atender, en primer lugar, la demanda en España y, como respaldan los datos del PNIEC, además, podremos exportar a Europa. Con los once gigavatios de producción que fija el PNIEC, en 2030, nuestro país podrá producir entre uno y uno coma siete millones de toneladas de hidrógeno al año, y está previsto que, desde Portugal, según su plan nacional, podamos recibir hasta setecientas cincuenta mil toneladas, con un consumo esperado en España de quinientas mil toneladas. Otras cantidades de hidrógeno verde podrán venir de producción de hidrógeno no conectada a la red eléctrica y, en el futuro, también del norte de África.
También comparto con ustedes que después del verano celebraremos en Berlin una sesión de presentación del H2Med, en colaboración con los otros TSOs y con empresas alemanas, por ser Germany el principal mercado futuro de importación de hidrógeno. Antes de repasar las principales magnitudes financieras del semestre, les doy algunos datos que ponen de manifiesto la buena marcha del sistema gasista español y cómo está funcionando en 2023 con la máxima robustez. El sistema ha tenido una disponibilidad del 100% y continúa caracterizándose por su altísima flexibilidad. En lo que llevamos de año, ha recibido gas natural, GNL, de 16 orígenes diferentes. Gracias a ello, Spain tiene un rol clave para la seguridad de suministro de Europe y ha incrementado sus exportaciones totales de gas un 55%.
Las recargas de buques han aumentado un 67%, manteniéndose Italia como uno de los principales destinos. En línea con las cifras de toda Europa, la cantidad total transportada por el sistema gasista español ha sido un 4.6% menor por el descenso de la demanda convencional y de la demanda para generación eléctrica. Este descenso se explica por la mayor suavidad en las temperaturas del pasado invierno, la creciente eficiente energética, las medidas de ahorro y el retroceso del consumo industrial a raíz de la guerra de Ucrania. No obstante, ya se está observando un cambio de tendencia y, en julio, la demanda industrial está subiendo casi un 10% ya con respecto al mismo mes de 2022. Paso ahora a comentarles las magnitudes más relevantes de nuestros resultados financieros durante estos seis primeros meses del año.
Son unos resultados que cumplen con lo previsto para alcanzar los objetivos anuales que anunciamos en nuestro plan estratégico. El beneficio después de impuestos ha ascendido a EUR 176.8 million. Como ustedes saben, la diferencia respecto al primer semestre del ejercicio anterior se explica principalmente por el ajuste del valor contable de nuestra participación en Tallgrass Energy por EUR 133.8 million en 2022, y también porque el resultado de 2023 incorpora la plusvalía neta por el cierre de la venta del gasoducto de Morelos, en México, por un importe de EUR 42.2 million.
Sin estos elementos no recurrentes registrados en ambos semestres, el beneficio neto del periodo habría retrocedido 17.9%, principalmente porque, por la aplicación del marco regulatorio 2021-2026, nuestros ingresos regulados se han reducido en EUR 27.4 million. Destaco los factores relevantes que, no obstante, explican la positiva evolución de los resultados y nos permiten estar confiados en la consecución de todos nuestros objetivos del año 2023. Los gastos operativos recurrentes se han mantenido en línea con los del primer semestre de 2022. Esto demuestra la efectividad del plan de eficiencia de gastos implantado por la compañía para minimizar el impacto de la inflación. Además, el dato del mes de julio de la inflación en España marca una tendencia muy positiva. Somos uno de los pocos países europeos con tasas interanuales ya por debajo del 2%.
Nuestras filiales siguen mostrando un buen desempeño para alcanzar los resultados previstos en el año y han contribuido con EUR 89.4 million en la cuenta de resultados y con EUR 108.8 million en el cash flow. Hay que tener en cuenta que en el primer semestre del año pasado se incluyeron EUR 11.9 million de GNL Quintero, activo que ya no aporta a nuestros resultados, pues como saben, fue vendido en 2022. Tenemos una sólida estructura financiera y también una elevada posición de liquidez. Nuestra deuda a tipo fijo es superior al 80%, lo que nos protege en el actual entorno de tipos, de cara a mantener nuestro objetivo de resultado financiero para final del ejercicio. El coste financiero de la deuda bruta es del 2.6%, con una vida media de 4.4 años.
Con respecto a la evolución del cash flow y la situación de balance, tanto nuestros flujos de caja como nuestra deuda neta han evolucionado también según lo previsto. La deuda neta se ha reducido en EUR 303 million desde diciembre de 2022, una noticia muy positiva y acorde a nuestro objetivo anual, y nuestros ratios de apalancamiento son compatibles con una calificación crediticia BBB. En cuanto a la marcha de nuestras sociedades participadas, Tallgrass Energy evoluciona en línea con lo establecido en el plan de negocio, con un EBITDA ajustado previsto para 2023 entre los $775 million-$815 million, un 9% más que en 2022. La compañía continúa avanzando en su foco estratégico de desarrollar proyectos de decarbonization.
En la reunión del Consejo de Administración de Tallgrass, que celebramos ayer, aprobamos la decisión de inversión para avanzar en el proyecto de conversión del gasoducto Trailblazer para el transporte de CO2. Es un proyecto pionero en Estados Unidos, clave en el plan de crecimiento de Tallgrass, anunciado para el periodo 2022-2026. Su puesta en marcha se espera en el año 2025 y va a permitir avanzar a Tallgrass en todos sus objetivos estratégicos de crecimiento. Este proyecto se suma a otros, como el desarrollo de aproximadamente 60 megawatts de energía libre de emisiones a lo largo de los activos de Tallgrass, aprovechando el calor residual, proyecto con decisión de inversión también aprobada. La financiación de estos proyectos no requerirá contribución adicional de capital por parte de los accionistas de Tallgrass.
En la presentación pueden ver otros proyectos de innovación y descarbonización en los que la compañía estadounidense está también trabajando, en ámbitos estratégicamente tan relevantes como los combustibles sostenibles de aviación y el gas natural sintético. Con respecto al laudo de GSP, como anunciamos en comunicación a la CNMV, nuestros asesores legales estiman contar con el dictamen del laudo a partir del mes de septiembre. En lo que respecta a nuestro posicionamiento y desempeño ESG, seguimos avanzando hacia nuestro principal compromiso, que es ser una compañía neutra en carbono en 2040. Por mencionar dos iniciativas concretas, hemos firmado el nuevo Pacto por la Diversidad y el Capital Natural, impulsado por la Iniciativa Española Empresa y Biodiversidad, que coordina la Fundación Biodiversidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
Con ello, reafirmamos que el compromiso con la biodiversidad es prioritario para Enagás y estamos revisando todos los procesos de evaluación de riesgos ESG de la cadena de suministro y de nuestras sociedades participadas. Como pueden ver en la presentación, seguimos en posiciones de liderazgo en los principales índices de sostenibilidad del mundo, gracias a nuestros progresos en los tres ámbitos del ESG, ambiental, social y de gobierno, y a que lo hacemos con la máxima transparencia.
Estos resultados, en la primera mitad del año, les confirmo que estamos en la buena dirección para cumplir los objetivos que les habíamos anunciado para el conjunto del ejercicio, que son: obtener un beneficio después de impuestos de entre EUR 310 million y EUR 320 million, alcanzar un EBITDA de EUR 770 million, recibir un dividendo total de nuestras filiales de entre EUR 190 million y EUR 200 million, realizar una inversión neta de en torno a EUR 250 million, cerrar el ejercicio con una deuda neta de en torno a EUR 3,700 million, contener nuestros gastos operativos recurrentes en línea con los de 2022 y obtener un resultado financiero asociado a la deuda neta de unos EUR 110 million.
Mantener nuestro FFO, nuestra relación FFO deuda neta por encima del 14% y, por tanto, compatible con nuestros ratings crediticios BBB. Por último, cumplir nuestra política de dividendo, que en 2023 se concreta en retribuir a nuestros accionistas con EUR 1.74 por acción. Termino con 7 conclusiones: continuamos con un alto nivel de ejecución del Plan Estratégico 2022-2030. En este último trimestre hemos puesto en marcha El Musel, que comienza ya su operación comercial, y hemos entrado en Alemania, donde aportaremos nuestro liderazgo y conocimiento en GNL como socios en la planta de Stade. El sistema gasista está funcionando en 2023 con la máxima robustez para contribuir a la seguridad de suministro en España y Europa y alcanzar los objetivos europeos de descarbonización.
Enagás ha obtenido en estos 6 primeros meses de 2023 unos resultados acordes con lo previsto para alcanzar los objetivos establecidos para todo el año. Nuestro plan de eficiencia continúa dando resultados. Los gastos operativos recurrentes y financieros en este semestre cumplen el objetivo que les anunciamos de mantener su contención durante este ejercicio. Los criterios ESG son un pilar consolidado en nuestra estrategia y Enagás está en posiciones de liderazgo en los principales índices del mundo. 2023 está siendo el año del hidrógeno. Así lo confirman los datos que incorpora el borrador del PNIEC y que el corredor H2Med y la Red Troncal de Hidrógeno Española avanzan de forma positiva en el proceso de adquirir la calificación de PCI. En el próximo trimestre, el hidrógeno seguirá siendo protagonista.
El 14 de septiembre pondremos en marcha el proceso de Call for Interest de la Red Troncal, que precederá a las Open Season vinculantes. Estamos recibiendo ya el apoyo explícito de productores, distribuidores, grandes consumidores, industrias y de todos los agentes relevantes en la cadena de valor del hidrógeno para la puesta en marcha de este proceso. Este primer test de mercado nos permitirá contar con un marco ya muy completo de lo que será el futuro del hidrógeno y continuar trabajando con la mayor celeridad posible para aprovechar esta oportunidad única para España. 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 Mediobanca. Adelante, por favor.
Sí, hola, buenos días a todos y gracias por la presentación. Tenía dos o tres preguntas. La primera es: en la página 11 de su presentación, se dan datos sobre el progreso en la infraestructura de hidrógeno que se se está intentando desarrollar. Me ha llamado la atención el timing para la construcción y el commissioning de estos activos, ¿no? Teniendo en cuenta que la construcción empieza ya en el 2026, me gustaría si nos pudiese dar sus últimas indicaciones o la última visión de el CapEx que la construcción de estas infraestructuras podría significar para Enagás.
Teniendo en cuenta, teniendo en cuenta que este, que este CapEx debería empezar ya en el 2026, ¿se considera que sería necesario para la compañía llegar a ese 2026 ya con una reestructuración de su situación de activos? Lo digo porque la compañía tiene una estrategia claramente europea, tiene otros activos que no son europeos y se considera que sería razonable pensar que, para preparar ese nuevo CapEx, que debería ser significativo, antes de empezar la construcción, la compañía debería hacer sus deberes y un poco hacer este reposicionamiento estratégico, si esta es una pregunta legítima. La segunda pregunta es con respecto a la, a quién va a pagar estas infraestructuras.
Durante la presentación, han comentado que, prácticamente, si he entendido bien, más de 2 tercios de los volúmenes de hidrógeno que transitarán por España no tendrán como destino el consumo español, sino el consumo europeo. Eso abre obviamente, un debate también legítimo sobre quién tiene que pagar la infraestructura, ¿no? Entonces, la pregunta para ustedes es: en sus conversaciones con la Comisión Europea y en sus conversaciones con el Gobierno español, ¿cuál consideran que debería ser este proceso virtuoso para construir una infraestructura al servicio de Europa, que tenga en cuenta que gran parte de esos volúmenes no serán consumidos por la industria o el consumidor español, sino por el consumidor europeo? La última pregunta es con respecto a las filiales y el tema de Tallgrass.
Han anunciado o ha anunciado Tallgrass inversiones adicionales, me parece que es por EUR 200 million, relativos a esto que ustedes llaman Decarbonize Power Development Project, que es una inversión significativa para una compañía que está también muy apalancada. ¿Nos pueden dar indicaciones sobre los niveles de endeudamiento de Tallgrass? ¿Cómo esto es compatible con la asunción que la compañía debería empezar a pagar dividendos hacia el final de su business plan? Me parece recordar que habían indicado que esperan recibir dividendos de Tallgrass a partir de 2026. Si lo puede confirmar y si esto es compatible con este nuevo CapEx. Gracias.
Muchas gracias, Javier, por tus preguntas. En relación a la primera de ellas, que tiene que ver con el CapEx de esta infraestructura de hidrógeno, en el Día del Hidrógeno adelantamos una primera estimación del coste de estas infraestructuras, en particular para las infraestructuras de interconexión. En aquel momento dábamos una estimación de EUR 2.1 billion para el hidroducto Barcelona-Marsella y aproximadamente EUR 350 million para la interconexión con Portugal. Esta primera estimación, pues, sigue siendo la que manejamos, a la espera de concluir el estudio técnico de detalle, los estudios de ingeniería y de la ruta final detallada que dé lugar al proyecto.
El siguiente hito, a nuestro juicio, clave, que Enagás debe conocer para poder responder a las preguntas que nos haces, es la inclusión final de estos proyectos en la lista europea de proyectos de interés común y, por tanto, en el Plan Decenal de Infraestructuras de la Unión Europea. Este proceso va avanzando. Como sabes, nosotros presentamos nuestros proyectos con los otros TSO el pasado 15 de diciembre. Inicialmente, fue un proyecto apoyado por los gobiernos de España, Francia y Portugal con la Comisión Europea. Posteriormente, Alemania ha expresado también su interés en sumarse a este proyecto. Estos proyectos de red troncal de hidrógeno y de interconexiones europeas de hidrógeno van avanzando, aunque es un proceso que se considera confidencial.
Algún medio internacional ha informado que estos proyectos han pasado el primer análisis coste-beneficio, que lleva a cabo la Comisión Europea y, por tanto, van avanzando a buen ritmo hacia su aprobación final, que debería ocurrir mediante un acto delegado de la Comisión Europea en el mes de noviembre. Si todo va como esperamos y como hasta el momento apunta, y, por tanto, tenemos finalmente nuestros proyectos incorporados en el Plan de Infraestructuras Europeo y en la lista de proyectos de interés común, será el momento de actualizar nuestro plan estratégico e informar al mercado de qué medidas consideramos necesarias para abordar ese futuro proyecto, ese futuro ciclo de inversión. Esto debe ocurrir, pues, estimamos que en el primer semestre del próximo año. Ese, como digo, será el momento de actualizar nuestras proyecciones.
Hacerlo ahora, pues pensamos que sería todavía prematuro, pero sin ninguna duda, pues la compañía monitorizará el avance de los proyectos, teniendo presente que, en todo caso, la inversión, pues no está previsto que comience a una escala relevante hasta 2026 y años siguientes. En segundo lugar, Javier, ¿quién va a pagar la infraestructura? Las infraestructuras siempre las deben pagar quienes se benefician de ellas. Teniendo en cuenta que cuando, además, son infraestructuras que se consideran estratégicas para la articulación de un mercado interior de la energía en Europa, pues cuentan también con ayudas públicas. Este debe ser el caso de las grandes infraestructuras de hidrógeno.
Una vez estén incluidas en la lista de proyectos europeos de interés común, de PCI, serán elegibles para solicitar y obtener financiación de el gran instrumento financiero europeo de subsidio público para este tipo de infraestructuras, que es el Connecting Europe Facility. Normalmente, se estima que entre un 30% y un 50% del CapEx puede recibirse como subsidio europeo a fondo perdido en este tipo de infraestructura. Esto puede ser muy importante. Lo que no cubran los subsidios europeos, pues deberán cubrirlos sus beneficiarios finales. En el caso de nuestras infraestructuras de interconexión internacional, pues sus beneficiarios finales serán los grandes consumidores de hidrógeno verde del corazón industrial de Europa y, de forma muy significativa, pues la industria alemana. Por eso le estamos dando a estos proyectos también una fuerte dimensión en Alemania.
Vamos a hacer una presentación del H2Med en Berlín en el mes de octubre, en un acto en el que contaremos, pues como he dicho, con un amplio, una amplia presencia y participación de los distintos actores en Alemania de la cadena de valor del hidrógeno, incluido, por cierto, el Gobierno alemán, que está impulsando con toda claridad este proyecto. En ese momento, por tanto, y una vez se apruebe la Directiva Europea de Descarbonización de los Mercados de Gas e Hidrógeno, el hidrógeno tendrá la consideración de un vector energético regulado en Europa y podrá ser objeto de mecanismos de asignación transfronteriza de costes, lo que en la jerga comunitaria se llama el Cross Border Cost Allocation. También contamos con que será necesaria una fórmula de casación de oferta y demanda que acabe en una Open Season.
Es algo que hasta ahora no se ha hecho con hidrógeno en Europa, pero sí se ha hecho, por ejemplo, con gas, con el Trans Adriatic Pipeline, que conocemos bien, porque como sabes, somos accionistas. Para facilitar esa futura casación europea de oferta y demanda, estamos pidiendo ayuda a la Comisión Europea. Por una parte, al Banco Europeo del Hidrógeno, que es de la responsabilidad de la Comisaria Simson, por otra, a la Plataforma Europea de Energía, el AggregateEU, bajo la responsabilidad del Vicepresidente Šefčovič. Es una de las razones por las que hemos estado reunidos con ellos en este mes de julio y, en ambos casos, hemos recibido la más nítida y rotunda expresión de apoyo de la Comisión Europea.
Subsidios públicos, financiación de los países beneficiarios y un mecanismo de compromisos de capacidad firme a través de una Open Season. Finalmente, en relación a las filiales, Javier, hemos, como bien dices, Tallgrass ha anunciado proyectos para generar energía eléctrica aprovechando el calor residual en las estaciones de compresión. También proyectos que aprovechan los saltos de presión, lo que se llama en inglés el step down, en estas plantas. Son procesos, por cierto, bien conocidos para Enagás, porque los tenemos produciendo energía verde desde hace años en algunas de nuestras plantas. Son proyectos muy sólidos financieramente y eso permiten que los pueda financiar sin recurso a los accionistas, la sociedad. En esta primera estimación preliminar no vemos necesario hacer un cambio respecto a nuestra previsión de dividendos futuros.
Si cuando se desarrollaran en detalle los proyectos, se completen, los planes financieros de los mismos, hubiera que dar lugar a algún cambio, pues de nuevo, será en la revisión estratégica que hagamos en el primer semestre del año que viene, cuando lo consideraríamos en un marco general de revisión de nuestras proyecciones. Muchas gracias, Javier.
Muchas gracias, Javier, por tu pregunta. Estamos listos para atender la siguiente.
La siguiente pregunta viene de Fernando Lafuente, de Alantra. Adelante, por favor.
¿Qué tal? Buenos días a todos y gracias por la presentación. Yo tengo three preguntas rápidas, please. La primera es sobre El Musel. Me gustaría saber cuál es el potencial impacto que podría tener este activo en P&L, ya no solo este año, sino de una manera recurrente a lo largo de los próximos años. La segunda pregunta es sobre regulación. Por un lado, me gustaría entender, Arturo, quién debería decidir sobre la regulación del hidrógeno, si es una directiva europea y luego traspuesta a nivel CNMC aquí en España o cuál es el mecanismo para decidir esa regulación. Y segundo, sobre el proceso de revisión de la regulación de los activos actuales, que entiendo que, pues posiblemente todavía no se haya iniciado.
Si habéis tenido ya algún contacto o Red Eléctrica, en algún momento nos ha dicho que ya está en conversaciones intentando ver el tema de los estándares del WACC regulado. Algún update en ese sentido sería perfecto. La última es sobre Peru. Entiendo que el laudo tiene su propia vida, pero me gustaría saber si habéis tenido ya algún contacto con el nuevo gobierno de Peru, si el hecho de que quieran formar parte de la OCDE puede tener algún impacto de cara a poder llegar a un acuerdo con ellos. No sé, cómo veis un poco la situación más allá del propio laudo, que esperamos ya para September. Muchísimas gracias.
Muchas gracias por tus preguntas, Fernando. Paso a contestarlas. En primer lugar, en relación al El Musel, con el resultado ya de la Open Season de capacidad y con la planta ya puesta en marcha, hemos ya descargado 2 barcos para la puesta en frío de los tanques, en una operación que por cierto, yo creo que se puede calificar como ejemplar. Estimamos que en términos de contribución de EBITDA, la planta hibernada suponía una contribución de unos EUR 20 million al año, en 2022, esa fue la cifra. Con el funcionamiento en modo híbrido regulado logístico, que se pone en marcha el 31 de julio, estimamos que hasta 2026 vamos a tener una contribución anual prácticamente idéntica a la que tendría una planta plenamente regulada, en funcionamiento plenamente regulado, que es aproximadamente unos EUR 30 million.
Tenemos una contribución diferencial respecto a los años pasados de unos EUR 10 million. En BDI, esto hacia el horizonte 2026, puede representar aproximadamente unos EUR 8 million al año. En segundo lugar, en cuanto a la regulación, la realidad es que al día de hoy, todo está en gran medida pendiente de la Directiva Europea de Descarbonización de los Mercados de Gas e Hidrógeno, que es la que va a fijar las grandes reglas del juego y que deberá trasponerse en todos los Estados miembros con un instrumento legislativo adecuado. En España, deberá ser una norma con rango de ley, por ejemplo, pues mediante una norma en reforma de la vigente Ley de Hidrocarburos. Ahí será donde se asignen responsabilidades a los futuros operadores de la red de hidrógeno.
También, por cierto, a la CNMC, que en este momento, en el actual marco legal, pues no tiene competencias expresas en materia de hidrógeno, como la propia CNMC ha hecho notar en alguna ocasión. Obviamente, pues todos damos por hecho que los tendrá en el futuro. Del mismo modo que estamos convencidos de que Enagás, como TSO del sistema gasista español, pues tendrá un rol como operador HNO de la futura red de hidrógeno en España. Hay una primera instancia de decisión, que es Europa, y es el trílogo que está negociando la versión final de la directiva que se apruebe y, por tanto, es la Comisión, el Consejo Europeo, presidido por España en este semestre, y el Parlamento Europeo, en un proceso que, como digo, está ya yo creo que muy maduro.
En segunda instancia, decidirá el Parlamento Español, tramitando un proyecto de ley que remita el Gobierno, donde se incorpore toda la nueva visión regulatoria europea al marco legislativo y regulatorio español. Hay un proceso que tiene puntos de conexión, pero que es un proceso que ocurrirá en paralelo, que es la definición del próximo periodo regulatorio, una vez concluya el actual periodo regulatorio gasista en 2026. Digo que habrá puntos de conexión porque pensamos que en el próximo periodo regulatorio será ya una realidad el hidrógeno, pero la definición del nuevo periodo regulatorio gasista a partir de 2027, pues seguirá sus propios procesos ya conocidos. A ese respecto, nosotros mantenemos un contacto constante, permanente, estructurado y a todos los niveles con el regulador.
El regulador, sobre todo la CNMC, pues conoce con todo detalle el la situación en la que se encuentra Enagás, también, comparándola con la que tienen los TSOs de nuestros países vecinos, ante un modelo regulatorio que no incorpora revisiones en nuestra retribución por razón de la inflación o del incremento de los tipos de interés. Yo creo que el regulador, la CNMC, conoce perfectamente esta situación. Nosotros le trasladamos al regulador nuestra visión de que los grandes TSOs europeos tenemos que tener unas reglas del juego, semejantes o comparables. Bueno, intentamos, pues cargarnos de razón en nuestros argumentos jurídicos y técnicos y, al mismo tiempo, hacer nuestros deberes con un plan de eficiencia, de contención de costes operativos y financieros, que yo creo que es ejemplar y que no tiene parangón en Europe.
Con todo esto creo que estamos creando, pues un contexto de trabajo conjunto con el legislador, con el gobierno y con el regulador, para que en el próximo periodo regulatorio, pues superemos algunas de estas circunstancias, con las que hoy tenemos que lidiar. En relación a Peru, Fernando, hemos mantenido contactos con el nuevo gobierno de Peru. Creemos que el nuevo gobierno de Peru está mostrando una voluntad inequívoca de avanzar en lo que consideran como contenciosos recibidos del pasado.
El nuevo gobierno de Perú y el Premier Otárola han dejado claro que es prioritario para el Perú la incorporación como miembros de pleno derecho de la OCDE. El propio Gobierno de Perú ha expresado, en distintos foros, su determinación de avanzar hacia la resolución de esos contenciosos, también como un elemento lógico de avanzar hacia la plena membresía de Perú en la OCDE. Sí, hemos establecido esos contactos, pues absolutamente no, normales. También aprovechando, pues la visita a España de el propio Premier y la Canciller de Perú.
Bueno, pues confiamos en que, en que poco a poco vayamos creando un canal de comunicación, de mayor transparencia, mayor confianza mutua, porque yo creo que está en el interés de todos, pues avanzar en dar mensajes de confiabilidad y de seguridad jurídica en el Perú. Muchas gracias.
Muchas gracias, Fernando, por tu pregunta. Estamos dispuestos de tener la siguiente. Gracias.
La siguiente pregunta viene de Javier Garrido, de JP Morgan. Adelante, por favor.
Hola, buenos días, tenía tres preguntas. La primera es si podría elaborar un poco más sobre las inversiones en hidrógeno y su financiabilidad, expandiéndolo a la Red Troncal de Hidrógeno Española, porque si no me equivoco, sus comentarios se han enfocado a las interconexiones, pero si no recuerdo mal, ustedes preveían unas inversiones brutas de hasta EUR 4.6 billion en la Red Troncal de Hidrógeno Española hasta 2030 para poder alimentar esas interconexiones.
bueno, serían dos preguntas, perdón. La primera es: si esos EUR 4.6 billion creen que tienen margen de reducción por una mayor reutilización de tuberías existentes de gas a hidrógeno, si hay margen para reducir esa cifra. Segundo, si las cifras que ha mencionado de financiación entre un 30%-50% si son incluidos como PCIs europeos, también aplicarían a esta Red Troncal Española. Una segunda pregunta sería sobre Tallgrass.
Han avanzado mucho en el repurposing de Trailblazer para transporte de CO2, y quería saber si tenían ya contratos, si tienen alguna visibilidad sobre la contratación de esa tubería, expresiones de interés, me imagino, iniciales, para tener un poco de idea en qué medida puede estar contratada esa nueva utilización de la tubería cuando entre en funcionamiento en 2025. Una tercera, muy breve: ¿cuál es su expectativa para el coste financiero del grupo a 2023? Gracias.
Gracias, Javier, por tus preguntas. La primera de ellas, es verdad que antes he puesto el foco en la financiación de las interconexiones internacionales de hidrógeno. Entendía que era ese también el foco de la pregunta, pero efectivamente es muy relevante abordar la financiación de la red troncal española, que sí tiene una estimación preliminar de CapEx como la que mencionas. Por lo que conocemos del proceso de evaluación de análisis coste-beneficio de los candidatos a PCIs, la red troncal española está incluida dentro del corredor de hidrógeno, que, según hemos sabido, ha recibido una primera valoración positiva. Si ese proceso concluye con este resultado, la red troncal española será igualmente elegible para contar con ayudas de la Connecting Europe Facility.
Siendo realistas y conservadores, porque creo que es nuestra obligación, cabe pensar que si hay recursos limitados para un enorme número de proyectos, las instituciones europeas hagan lo que han venido haciendo en el pasado, que es dar un mayor apoyo a las interconexiones internacionales y un menor apoyo a las infraestructuras que caen dentro de un Estado miembro, aunque formen parte de un corredor europeo. Por tanto, necesitamos que avance un poco más el proceso, pero yo creo que el mensaje es muy importante, que pensamos que la red troncal española será elegible para contar con financiación del Connecting Europe Facility, aunque no sabemos si podremos optar a un rango de financiación del 30% y el 50%, que es el que se aplica más típicamente a las conexiones internacionales.
Por tanto, ahí tenemos abiertas las posibilidades, pero cuando presentemos la actualización de nuestras proyecciones financieras en el primer semestre del año que viene, pues tendremos que aplicar una visión realista y prudente respecto a esta futura financiación europea. Es verdad que la infraestructura troncal española va a tener seguramente un carácter regulado. Los modelos de regulación y de remuneración que se van conociendo en Europa comparten este rasgo. Las redes nacionales tienen un carácter regulado, aunque cuenten con financiación comunitaria. Las interconexiones internacionales pueden tener un componente regulado, pero también un componente de viabilidad comercial, por ejemplo, del estilo, como he dicho antes, del que tiene el gasoducto Transadriático.
En el caso de la Red Troncal Española, por tanto, insisto, debe ser una infraestructura regulada que se financie en gran medida con los peajes de sus usuarios, más allá de que pueda haber algún mecanismo de adelanto de la financiación, como estamos viendo en otros países europeos, que cuentan con un apoyo público, también del Estado miembro, desde su primer momento hasta alcanzar la operación comercial. Pensamos que esta cifra, EUR 4.6 billion, es una estimación inicial. Puede tener, sin duda, un margen de reducción, en parte porque se incremente el grado de reutilización de infraestructura existente, para lo cual, Javier, será clave conocer en detalle la infraestructura de ciclos combinados de gas que van a seguir siendo operativos en la próxima década. Es muy importante tener esto presente.
En la medida en que los ciclos combinados de gas sigan siendo infraestructuras de respaldo del sistema eléctrico en la próxima década, tendremos que seguir teniendo infraestructura dedicada de transporte de gas para darles abastecimiento. Esto es algo que iremos concretando en el futuro, pero no tanto, Javier, porque los gasoductos no sean aptos para su reconversión a hidrógeno, que lo son y lo serán, sino porque pueda seguir siendo necesario el servicio de esas infraestructuras de gas, sobre todo para abastecer infraestructuras de respaldo del sistema eléctrico. Todo esto, que todavía incorpora distintos elementos de complejidad, creo que lo podremos concretar mucho más, como he dicho, cuando tengamos la lista europea de PCIs, cuando concluya el proceso de revisión del PNIEC.
Como sabéis, el la propuesta de revisión del PNIEC que hemos conocido es una propuesta que se presenta para consulta pública, para también ser informada por las instituciones europeas, pero todavía pasarán meses antes de que se convierta en una propuesta final. Con todos estos elementos, pues esperamos poder responder a estas preguntas con mayor precisión en el primer semestre del año que viene. En cuanto a Trailblazer, la propia compañía, la propia Tallgrass, en los próximos meses dará la información más completa sobre volúmenes, magnitudes financieras, financiación. Debemos tener en cuenta que bueno, Enagás es un accionista que forma parte del accionariado y del consejo de Tallgrass, pero no somos un accionista mayoritario. Pues informamos de lo que podemos informar, pero una información más detallada la dará oportunamente la compañía.
Lo que sí puedo decir es que la compañía está cerrando los compromisos comerciales que aseguren su viabilidad. Algunos de estos compromisos comerciales han sido ya anunciados, otros no. Por ejemplo, entre los que fueron anunciados estaba una expresión de interés muy importante con ADM y, del mismo modo, pues se están llegando a acuerdos con otros, sobre todo productores de etanol y de piensos del sector agroalimentario en el Midwest de los Estados Unidos. Todo esto se explicará en los próximos meses con mayor detalle, Javier. En cuanto al coste financiero de la compañía para 2023, estimamos que se situará en el 2.6% que hemos capturado ya en el primer semestre, respecto a una estimación inicial que habíamos hecho del 2.7%. Gracias.
Muchas gracias, Javier, por tu pregunta. Estamos listos para la siguiente, por favor.
Muchas gracias. No hay más preguntas en español. Pasamos ahora a tomar las preguntas en inglés.
Thank you. Our first question today is from Arthur Sitbon, from Morgan Stanley. Arthur, please go ahead. Your line is open.
Hello, thank you for taking my questions. I have two. The first one is on the Spanish hydrogen backbone investments. I think you were budgeting them at EUR 690 million in your plan by 2030. You were talking about a premium to regulated return of 150 to 200 basis points. I was wondering if this is still in line with what you expect. Also, I was wondering if you expect the return on those investments to be known by mid-year 2024 as well. Because you talk about that date as being critical for your capital allocation decisions. I was wondering if by then you will actually know the return you will be eligible to, or if this will come later.
Basically, the whole regulated framework around Spanish hydrogen backbone investments and hydrogen networks, would it be known before or after mid-2024? That's the first question. The second one is, I can't help noticing that you seem to be talking about a more and more integrated energy network system with obviously more hydrogen. It would not be just about gas and more hydrogen. You also talk about the decision of your future investment depending on the future of CCGTs, which are directly linked to the electricity system. There are two TSOs, one for electricity, one for gas. Both seem to be pushing for higher CapEx, both in electricity and in gas. I'm wondering, is this optimal to have two decision makers?
What is the work being done to harmonize the decision-making process between the electricity TSO and the gas TSO in terms of total amount spent in the future, and how to optimize that for the total cost for the customer? Thank you.
Thank you for your questions, Arthur. Regarding the first one, we maintain our estimates until we have all the elements to update them, that will happen in the first semester of next year. I think that generally speaking, our strategic plan is going very much in accordance to what we have announced, it is still a valid reference of how the company sees the future. Those elements that can change that picture are going to be better known in the coming months, especially associated to the European decision-making process, then we will update them in the first semester of next year. Until then, the strategic plan is a valid assumption of how Enagás sees the future.
We maintain our expectation that the hydrogen infrastructure projects will have a premium around 150 or 200 basis points. Is more or less how the preliminary remuneration schemes that are being put in place in Europe is aiming at. We think it's a very valid assumption as of today. I cannot be sure that we will know the detailed returns of the hydrogen infrastructure by mid-2024. I think that probably we will have to wait a little bit more to be honest. Definitely, I think this is going to be a priority once the directive is transponder in Spain, and once a new regulatory framework is approved in Spain. You know that this will happen in 2 steps.
First, we need the Spanish regulatory framework transponding the directive, and then the details of the regulatory and remuneration scheme will be developed by the regulator. I think it will take a little bit longer than mid-2024, but I think that we will be gaining clarity very much along next year. You were suggesting, Arthur, that since we are moving towards a higher integration of the energy system between electricity, gas, and hydrogen, that could require, as a means of optimization, integrating, in some extent, the electricity and gas TSOs. Well, that's not really what is being a widespread opinion in the different member states.
The different member states are, in Europe, are maintaining different TSOs for electricity and gas that allows for having a focus on each of the segments of the energy value chain. So far, there isn't a trend in Europe to integrate the different TSOs. I would say that there is a very widespread model in which electricity TSOs maintain their autonomy and gas TSOs are evolving to become gas and hydrogen TSOs and HNOs. There is no trend to integrate both. What we need is an integrated planning exercise or an integrated energy planning process, and that's what the directive is aiming at. The directive is creating the concept of an integrated energy planning process. It should be done regularly, but who is leading that exercise is going to be mainly the member state governments.
Of course, the regulators will have their role, and the TSOs will have their role. But we are not seeing that trend of integrating the different TSOs, as you suggested, Well, we are convinced that those optimizations can be captured with the current scheme of separated electricity and gas TSOs, although in the future, under the umbrella of an integrated energy system planning. Thank you very much, Arthur, for your questions. Go ahead with the next analyst, please.
Thank you. Our next question is from James Brand, from Deutsche Bank. James, please go ahead. Your line is open.
Hi, good morning. Thank you for taking my questions, and thank you for all the detail in the presentation. That's really appreciated. I just had 2 questions. Firstly, you said you'll update the assumptions in your strategic plan in the first semester next year, when you've got more detail on your kind of hydrogen projects. Should we also see the dividend as something that's up for consideration when you go through that process? Obviously, you said that the CapEx isn't gonna really start to ramp up until 2026, so maybe there's no need to reconsider the dividend, but will that be on the table? That's the first question. Secondly, obviously, had the election in Spain, but with maybe some uncertainty in terms of kind of what follows on from that.
Are you in kind of regular dialogue with the main, both the main kind of political parties, and do you think that the plans for hydrogen have cross-party support? Thank you very much.
Thank you very much, James. Your first question was related to our dividend policy, and if it could be subject to reconsideration in our strategic update. I think that the main point here is that when we presented our strategic plan one year ago, actually it was in July 2022, we explained how we can maintain our credit rating commitment, how we can finance our CapEx, and how we can maintain our dividend policy commitment. Everything has happened like that, and we are in the same position to maintain the three commitments at the same time. I think this is the first message, so there is no change in that respect.
Even I could say that we are in an even more solid position than one year ago to maintain this triple commitment. However, when the big investment cycle that we are going to have in front of us is better known, we will monitor the optimum capital structure of the company along the way, and we will be sharing that monitoring exercise with the market in due time. As I said, as of today, and for the foreseeable months, we see ourselves in the same robust position that was the fundamental of our strategic plan one year ago.
Concerning the elections, you know, as you suggested, James, hydrogen, I think, is an area of coincidence more than an area of controversy between the two mainstream political parties in Spain. Both parties have shown a very strong support for green hydrogen and a very strong support for Spain as an international green hydrogen hub. We don't see any concern in that regard, and of course, we maintain always an open dialogue with the mainstream political parties in Spain. I would like to stress something else that is even more relevant now than ever, is that the main decisions that are going to be made in the coming months are going to happen in the European arena, not in the Spanish national arena.
We are expecting to have approved the Decarbonized Gas and Hydrogen Markets Directive. That will be an European decision with a prominent role of the Spanish presidency. That's correct, an European decision. We are going to see approved the PCI list, including hopefully our hydrogen infrastructure projects in it, this will be an European decision as well. We are going to see the first auctions of the European Hydrogen Bank. We are going to see advancing our LNG project in Stade, in Germany, with an FID being taken for this very important project.
We are going to work mainly in this European context in the coming months, being sure that we will have the support of the Spanish main political parties, because we are talking about Spanish national flagship projects, I think that everyone sees them as a huge opportunity for Spain. I think that we will see a lot of bipartisan, let's say, agreement in that. Thank you very much, James. Thank you, James. We are ready for taking the next questions.
Thank you. We have no further questions. I'd like to hand back to the management team.
Muchas gracias a todos por la participación en la conferencia. Recordaros que el equipo de relación con inversores está a vuestra disposición para comentar lo que creáis oportuno. Muy buenos días a todos.