Enagas S.A.

Investor Presentation • Jan 19, 2023

El hidrógeno renovable, un vector energético clave para España y Europa

Arturo Gonzalo, Consejero Delegado de Enagás

Índice

• 1. Europa marca la senda del H2
• 2. Enagás, catalizador de un mercado del H2
• Enagás Infraestructuras de Hidrógeno: HNO
• Enagás Renovable

• Enagás GTS

• 3. España, primer hub de Europa

• Potencial de producción
• Potencial de consumo
• Red troncal de H2
• Beneficios
• 4. Calendario
• 5. Inversiones y financiación
• 6. Conclusiones

Europa marca la senda del H2

Europa marca la senda del H2

Green Deal

Hoja de ruta para lograr una UE climáticamente neutra en 2050.

Fit for 55

Paquete de medidas para la reducción de emisiones en al menos un 55% en 2030.

Europa continúa avanzando en los marcos normativos de H2

Objetivos de descarbonización en la UE

Neutralidad en carbono en 2050

REPowerEU

Plan europeo para reducir la dependencia de Rusia y acelerar la transición energética.

El foco de la demanda de H2 son los sectores difíciles de descarbonizar, como la industria y el transporte pesado

Hidrógeno como vector energético

Objetivo 2030: consumo de 20Mt de hidrógeno en Europa

Europa marca la senda del H2

Potencial de producción y demanda de H2 por regiones (Mt) 2050

Potencial producción H2 renovable Demanda H2

Déficit-superávit regional

Fuente: EHB

Europa marca la senda del H2

Corredores REPowerEU

• Palanca de integración de los mercados europeos, para conectar países productores con centros de demanda.
• Claves para la independencia energética europea y para la seguridad de suministro.
• El coste de transportar hidrógeno por tubo a largas distancias es entre 2 y 4 veces inferior a transportar electricidad a través de líneas de alta tensión para la producción de hidrógeno en el destino, según un estudio realizado por European Hydrogen Backbone.
• El transporte de hidrógeno por tubo reduce pérdidas de energía y evita sobredimensionar la infraestructura eléctrica para conseguir la misma cantidad de hidrógeno en destino.

Enagás, catalizador de un mercado del H2

Enagás, catalizador de un mercado del H2

Enagás
Pioneros y líderes en el desarrollo de gases renovables (biometano e hidrógeno verde) como nuevas soluciones energéticas para la descarbonización	Con conocimiento técnico e instrumentos societarios adecuados para el impulso de un mercado del hidrógeno renovable	Constitución de Enagás Infraestructuras de Hidrógeno, en línea con su propósito como TSO y HNO	Participación de un 60% en Enagás Renovable* con el objetivo de contribuir a la creación del mercado de gases renovables en Europa	Rol de Enagás GTS para la puesta en marcha del Sistema de Garantías de Origen

*La participación de Enagás se ajusta al marco establecido por la CNMC y se irá adaptando al desarrollo normativo de la UE en este ámbito

Principales proyectos de H2 y socios

Enagás, catalizador de un mercado del H2 ~25 ~50 ~200

Inversión a 2030

socios M€1,2

En verde los proyectos pre-adjudicados bajo el Programa H2 Pioneros del PERTE ERHA

1. Incluye inversiones en activos de generación renovable.

2. Relativa al % de participación de Enagás, S.A. en Enagás Renovable.

proyectos en España

Enagás, catalizador de un mercado del H2

Principales socios en España para el desarrollo de proyectos de hidrógeno

Enagás, catalizador de un mercado del H2

Enagás Infraestructuras de Hidrógeno: HNO

Como TSO europeo, en Enagás estamos preparados para ser operador de la futura red de hidrógeno

Más de 50 años de experiencia como desarrollador, propietario y operador de la red de gas

Una red de infraestructuras que debe ser el punto de partida para el desarrollo de la futura Red Troncal Española de H2

La propuesta de normativa europea confirma que la condición de TSO es compatible con la de HNO

H2MED, los primeros ejes y los almacenamientos de la futura Red Troncal Española de H2 fueron presentados por Enagás a la convocatoria de Proyecto de Interés Común de la UE el 15 de diciembre de 2022, de acuerdo con el anuncio realizado por el Gobierno de España

Capacidades de España

Presentación H2MED en la Cumbre Euromediterránea como primer corredor verde europeo

Potencial producción H2 renovable

El potencial de producción de H2 renovable en España estimado para 2030 es de entre 2 y 3 Mt y en 2040, de entre 3 y 4 Mt

Los objetivos finales de H2 renovable serán definidos en la actualización del PNIEC

Fuentes: EHB, PWC. REPowerEU, elaboración propia

0,75

Importación H2Med/CelZa

Potencial demanda H2 renovable en 2030

• La demanda nacional incluye las industrias de difícil descarbonización (refino, químico, siderurgia y cerámica). No se incluye transporte pesado, que podría ser potencial demanda adicional.
• La desigual distribución entre producción y demanda en territorio español justifica la necesidad de una red de transporte de H2

Los objetivos finales de H2 renovable serán definidos en la actualización del PNIEC

Exportación H2Med/Barmar

2Mt

*Contempla 0,25 Mt de exportación marítima por Algeciras (según anuncio público del promotor) y 0,2 Mt en concepto de potenciales salidas por otros puertos

Fuentes: EHB, PWC. REPowerEU, elaboración propia

Red Troncal Española de H2 en 2030*

Proyectos de transporte y almacenamiento presentados a convocatoria de PCIs

Conexión alto potencial de producción H2 con demanda no cubierta localmente

• 1 H2Med (Barmar-CelZa)
• 2 Eje Vía de la Plata
• 3 Eje Cornisa Cantábrica
• 4 Eje Valle del Ebro

Conexión "valles H2" por garantía de suministro

• 5 Conexión Puertollano
• 6 Eje Levante
• 7 Conexión Coruña - Zamora Proyecto presentado por Reganosa a los PCIs
• Almacenamientos subterráneos

*Esta red está sujeta a lo que se defina en la Planificación vinculante del Gobierno y a los análisis de coste-beneficio previos (CBA)

Red Troncal Española de H2 en 2040*

• Exportación Irún y Larrau: interconexiones existentes dedicadas a H2 para incremento de exportaciones a Francia. 8
• Mallado Zona Centro (Huelva-Córdoba-Madrid-Navarra): mallado para satisfacer demanda zona centro, dar seguridad de suministro, y garantizar exportaciones e importaciones Norte de África-Europa. 9
• Importación Norte África, Tarifa-Córdoba y Alcázar de San Juan-Montesa: interconexiones existentes para incrementar las exportaciones al resto de Europa. 10
• Almacenamientos H2 Cantabria y País Vasco: incorporación de almacenamientos para dar garantía de suministro a la infraestructura de transporte de H2. 11
• Almacenamiento H2 Yela. (En estudio otros potenciales almacenamientos en la zona sur de España). 12

*Esta red está sujeta a lo que se defina en la Planificación vinculante del Gobierno y a los análisis de coste-beneficio previos (CBA)

Red infraestructuras actual Red Troncal Española de H2 2040

Sinergias entre red de gas y red de H2 en 2040

Red actual de gasoductos de Enagás técnicamente preparada para H2

Identificado ya más de un 30% de tramos de gasoductos reutilizables. El objetivo es ir incrementando este porcentaje hasta alcanzar el 60-70%

*Contempla red troncal, excluyendo H2MED

Beneficios

Socioeconómicos

• Desarrollo industrial
• Desarrollo innovación
• Atracción de inversión

Energéticos y medioambientales

• Reducción emisiones
• Mejora calidad del aire
• Fomento renovables
• Contribución a objetivos nacionales

Sociales

• Transición justa
• Empleo
• Contribución a economías locales
• Objetivos de desarrollo sostenible

Calendario

*La Planificación vinculante futura que defina el Gobierno, como parte de la política energética, marcará los siguientes pasos

**Condicionado al calendario de resolución de los PCIs

Inversiones y financiación

Proyectos presentados por Enagás a convocatoria de PCIs de la Unión Europea

	Capacidades	Características técnicas	Inversión
H2Med-BarMar Total	Capacidad máxima: 2 Mt	Longitud: 455 km Diámetro: 28" Profundidad máx: 2.600 m Presión de operación: 210 bar Estación compresión BCN: 140 MW	≈ 2.135 M€*
H2Med-CelZa Total	Capacidad máxima: 0,75 Mt	Longitud: 248 km Diámetro: 28" Presión de operación: 100 bar Estación compresión Zamora: 24,6 MW	≈ 350 M€ ≈ 157 M€ Lado español
Total H2MED: ≈2.500 M€

*Pendiente decidir inversión correspondiente a cada operador

Proyectos presentados por Enagás a convocatoria de PCIs de la Unión Europea

		Tramos	Características técnicas	Inversión
a ol ñ a p s E al c n o Tr d e R	Eje 1	Eje Cornisa Cantábrica Conexión demanda zona norte con puntos de producción H2.	Longitud aprox: 1.500 km	≈ 1.650 M€
		Eje Valle del Ebro Conexión de demanda zona norte y Castellón, y valle H2 Tarragona, a la alta producción H2 en Aragón.	Ruta: · Gijón-Torrelavega-Vizcaya Álava-La Rioja-Zaragoza-Teruel · Teruel-Tarragona
		Eje Levante Castellón-Murcia, para conectar valle H2 Murcia y e-Terminal de Cartagena.	· Tarragona-Barcelona · Teruel-Castellón-puerto Sagunto · Puerto Sagunto-Cartagena
	Eje 2	Eje Vía de la Plata Conexión producción H2 Extremadura y Castilla León demanda a 2030 zona norte y potencial exportación Musel	Longitud aprox: 1.250 km	≈ 1.850 M€
			Ruta: · Gijón-Musel · Mérida-Huelva
		Conexión Puertollano Para conectar valle H2 Puertollano	· Gijón-Avilés · Mérida-Vegas Altas · Gijón-Salamanca Saceruela-Puertollano · Salamanca-Mérida

Proyectos presentados por Enagás a convocatoria de PCIs de la Unión Europea

	Capacidades en análisis	Características técnicas	Inversión
Almacenamiento	Bajo análisis	Nueva cavidad salina	≈ 580 M€
H2 Norte 1	Potencial capacidad 2030: 335 GWh	en Cantabria
Almacenamiento	Bajo análisis	Nueva cavidad salina	≈ 590 M€
H2 Norte 2	Potencial capacidad 2030: 240 GWh	en País Vasco

Los ejes contemplados actúan como grandes colectores de la producción de hidrógeno distribuida a lo largo del territorio nacional. Esto, junto con el desarrollo de potenciales almacenamientos subterráneos en estudio, permitirá optimizar las necesidades de infraestructura, tanto en compresión como en capacidad de transporte de las propias tuberías, con rangos medios de diámetro considerados de 16"-36".

La inversión tendrá lugar a partir de 2026

El importe final estará condicionado por:

• Lista definitiva de PCIs
• Planificación del Gobierno
• Resultados de las calls for interest y Open Season
• Porcentaje final de la red de infraestructuras actual reutilizable
• Características técnicas finales de los proyectos

H2MED ≈ 2.500 M€* TOTAL

BarMar ≈ 2.135 M€

CelZa ≈ 350 M€ en total

Objetivos finales del (≈ 157 M€ lado español) PNIEC

Ejes y almacenamientos de la Red Troncal Española de H2

≈ 4.670 M€

Las cifras de inversión son brutas sin considerar potenciales subvenciones En el caso de BarMar (H2MED), está pendiente decidir la inversión correspondiente a cada operador

Financiación

Fondos europeos: Programa CEF-E para proyectos y otras vías de financiación europea

2

Open Seasons. Compromisos firmes de futuros off-takers que pueden dar lugar a mecanismos de Project finance

Asignación transfronteriza de costes. El Reglamento de Infraestructuras prevé mecanismos para asignar de mutuo acuerdo los costes de los PCI a los países beneficiarios de los mismos

Peajes asociados al uso de la infraestructura

Conclusiones

Conclusiones

• Enagás, catalizador del mercado de H2 en su triple condición de TSO (potencial HNO), participando en la promoción de proyectos de gases renovables a través de Enagás Renovable y como GTS
• Como TSO europeo, en Enagás estamos preparados para ser operador de la futura red de hidrógeno
• Enagás presentó los proyectos de H2MED y de los ejes troncales de la Red Troncal Española de H2 a la candidatura de Proyecto de Interés Común de la UE en diciembre, de acuerdo con lo anunciado por el Gobierno de España
• La compañía está trabajando en los proyectos en plena coordinación con los TSOs de Portugal y Francia, según lo encomendado en diciembre y alineado con los planes europeos y con el Plan Estratégico de Enagás

Infraestructura Net Zero

• Enagás es pionera en el desarrollo de gases renovables y cuenta con el conocimiento técnico y los instrumentos societarios para el impulso de un mercado del hidrógeno renovable.
• La Península Ibérica tiene una red de infraestructuras que será el punto de partida para el desarrollo de una futura red de H2 troncal y vertebrada
• Enagás iniciará en 2023 los mecanismos de casación de oferta y demanda no vinculantes para optimizar el desarrollo de la red troncal
• España reúne las condiciones para convertirse en el principal hub de H2 renovable de Europa

Anexos

Análisis de mercado 2030-2040

Metodología para identificación de las necesidades de infraestructura de transporte H2 en 2030-40

Muchas gracias