El CEO de Enagás ha cumplido ya cuatro años en el cargo, un primer mandato en el que, a pesar de los sucesivos 'shock' internacionales, ha virado por completo el rumbo de la compañía que gestiona las grandes infraestructuras de gas de España

Actualizado Domingo, 24 mayo 2026 - 01:12

Si Arturo Gonzalo Aizpiri (Madrid, 1963) hubiese nacido en otra época, probablemente su vida habría sido la de un príncipe florentino del siglo XVI, un homo universalis del Renacimiento en toda regla. Eso dicen quienes han logrado traspasar su incansable cortesía y conocer en las distancias cortas al consejero delegado de Enagás. Tiene muchas facetas. La de escritor de novela histórica, la de apasionado de la filosofía y la de gestor de lo público y lo privado. Europeísta y socialdemócrata convencido, pero ante todo intelectual.

Llegó a lo alto del organigrama de Repsol tras una vida entera en la petrolera, salteada por un periplo en la Comunidad de Madrid de Joaquín Leguina y en el Gobierno de Felipe González. En febrero de 2022, dio el gran salto de su carrera como máximo ejecutivo en Enagás, empresa regulada que gestiona las grandes infraestructuras de gas de España y en la que el Estado es el principal accionista. A los pocos días estalló una guerra que desató la peor crisis energética de la historia de Europa. No importó. Aizpiri había aterrizado con un propósito: cambiar radicalmente el rumbo de la compañía y hacer del hidrógeno su bandera. Ahora, en mitad de otro shock energético mundial, recibe a Actualidad Económica en un momento clave para la gasista.

Acaba de renovar mandato, ¿qué valoración hace de sus primeros cuatro años al frente de Enagás?

Mi nombramiento como consejero delegado fue el 21 de febrero de 2022 y el 24 de febrero empezó la guerra de Ucrania, que dio lugar a un cambio radical de escenario. En julio de ese año presentamos un plan estratégico, un viraje total de Enagás, que venía de poner el foco en la diversificación internacional. Decidimos priorizar la seguridad de suministro y la descarbonización en España y Europa, con un gran programa de infraestructuras de hidrógeno. Hemos dado un salto enorme para hacer realidad esa agenda. Hemos hecho los deberes, en 2024 hicimos un ajuste muy relevante del dividendo para abrir espacio en el balance de la compañía de cara a llevar a cabo el plan de inversiones. El tiempo nos ha dado la razón.

¿Continuará con esa apuesta el próximo plan estratégico?

Nos hemos comprometido con una política de dividendos sostenible para los próximos años. Eso se traduce en un euro por acción, que es competitivo. Los recursos que vaya generando la compañía serán para llevar a cabo el programa de inversiones, que es lo que va a garantizar el crecimiento futuro de la empresa.

El bloqueo en Ormuz persiste, ha habido daños a infraestructuras y la paz parece lejana. ¿Cuál es el nivel de riesgo para Europa?

Lo que está mostrando hoy el mercado gasista mundial es una capacidad para absorber impactos mayor a la del mercado de combustibles líquidos. Ocurre por la nueva capacidad de licuefacción que se ha puesto en servicio en los últimos meses en el mundo, sobre todo en Estados Unidos y Canadá, unos 60 bcm. También es debido a la capacidad de Asia de reducir demanda, por ejemplo, en China supliendo generación con gas por carbón. Ciertamente hay una situación de tensionamiento en el mercado, pero en el caso de Europa se está traduciendo no tanto en una crisis de suministro, como en los precios. Es una mala noticia y va a impactar en la inflación y en el crecimiento, pero no va a ser nada comparable a lo que vimos en 2022. Entonces el precio del gas llegó a superar los 300 euros por megavatio hora, mientras que en esta fase de impasse estamos viendo precios entre 40 y 50 euros, frente a unos 30 antes del 28 de febrero. El efecto es notable, pero no dramático.

¿Ha sobreactuado Europa?

No. Esto no debe servir ni mucho menos para dar un mensaje de complacencia, de que aquí no pasa nada. El otro día en el Parlamento Europeo, la presidenta Ursula von der Leyen dijo que el sobrecoste económico energético de la guerra en el Golfo representa 500 millones de euros diarios para Europa. Hagamos números. Ello significa que, desde que empezó la guerra, estaremos en unos 35.000 millones de euros de sobrecoste energético. Me llama mucho la atención la cifra porque en el RepowerEU se estimó que toda la infraestructura de transporte de hidrógeno verde necesaria en Europa se situaba entre 28.000 y 38.000 millones. Es decir, en solo dos meses y medio, el sobrecoste para Europa a raíz de un conflicto en el que no ha tenido absolutamente nada que ver equivale al gran escudo energético que necesita contra las crisis geopolíticas futuras.

Las infraestructuras requieren luces largas, las rebajas fiscales no tanto...

Ayuda mucho a entender su importancia cuando uno no tiene capacidad de producir de forma autóctona los combustibles y depende de terceros países. Ahí lo único que te protege es la diversificación y la infraestructura. Por eso en España nos hemos venido beneficiando de menores precios del gas desde 2022, cuando gracias a la infraestructura pudimos importar gas natural licuado (GNL) de cualquier lugar del mundo, sin depender ni de Rusia ni del Golfo. Un número que en aquel momento calculamos, que sigue siendo absolutamente válido, es que España pagó el gas con un descuento de 10.000 millones de euros frente al mercado europeo en los primeros dos años y medio de la guerra en Ucrania. Estos datos son muy importantes para hacer el análisis coste beneficio de las infraestructuras, pues todas las plantas de regasificación en España juntas costaron 4.000 millones.

Unos años atrás, algunos vaticinaban la muerte del gas y la depreciación de sus infraestructuras. Incluso, hubo quien pidió permiso para cerrar sus ciclos combinados. Hoy la guerra y el apagón han elevado el gas a colchón del sistema. ¿Perdurará?

Hay un antes y un después el 24 de febrero de 2022. Un día antes, Europa consideraba que la seguridad de suministro era algo descontado. Daba por hecho que tenía por delante 30 años para sustituir el gas y descarbonizar su economía y que, mientras, tendría todo el gas necesario y a precios muy competitivos. Fue el 24 de febrero cuando vimos que la seguridad de suministro se puede poner en tela de juicio de repente, confirmando que en el sector energético las únicas cosas que ocurren de la noche a la mañana son las malas noticias.

¿Qué ha cambiado?

Aquel 24 de febrero, Alemania tenía sus almacenamientos subterráneos en niveles históricamente bajos. Por cierto, en gran medida los gestionaba una filial de una empresa rusa. Ese día descubrió que la infraestructura gasista tiene un papel que jugar, que por supuesto tiene que ver con la demanda, pero que tiene que ver aún de forma más importante con la seguridad nacional. La infraestructura se diseña para responder a situaciones extraordinarias y a picos de demanda, lo que llamamos un N-1. Esto permitió, por ejemplo, que cuando el gasoducto Magreb-Europa dejó de funcionar en 2021, no pasara nada. Si hubiéramos tenido una infraestructura ajustada a la demanda media, hubiera sido un desastre. Nosotros tenemos que poder responder y eso, efectivamente, lo comprobamos en 2022, cuando la infraestructura gasista se convirtió en el gran activo estratégico.

España también se ha revelado estratégica para Europa...

Eso es. A partir de ese momento, nuestra capacidad de almacenamiento de GNL en tanques se convirtió en un activo estratégico para Europa, que paga por ello unas primas tan extraordinarias que el sistema gasista generó un superávit de 800 millones de euros en tres años. España tiene el 37% de la capacidad de almacenamiento de GNL en tanques por eso toda Europa miraba hacia nosotros. Éramos el pulmón del almacenamiento europeo. Respondiendo a tu pregunta anterior, quienes pensaban que la infraestructura gasista iba a ser cada vez menos necesaria por el declive del consumo de gas o que, incluso, nos íbamos a encontrar activos varados, pues la realidad ha demostrado todo lo contrario. Nosotros tenemos contratados los tanques hasta 2040 en más de un 90% y cada nueva capacidad que sale al mercado se contrata inmediatamente. Es un activo enormemente rentable para el sistema gasista.

¿La propuesta de retribución que la CNMC ha diseñado para el próximo periodo es consecuente con ese papel?

La propuesta da un paso muy importante para acercarnos a lo que sería una rentabilidad razonable de la infraestructura gasista, pero no llega a alcanzarla. Y esto es muy fácil de medir. Enagás está considerado, y son datos oficiales de la Unión Europea, el TSO (operador del sistema de transporte) gasista más eficiente de Europa. La rentabilidad que ofrece esta propuesta de circular. Se sitúa, post tax, algo por debajo del 5%, que es nuestro coste de capital, que es el mínimo imprescindible de rentabilidad. En el trámite de alegaciones tenemos que recorrer ese camino que aún nos falta para llegar a ese mínimo que nos permita no destruir valor y no descapitalizar el sistema gasista español.

Incorpora nuevos incentivos al transporte y la regasificación, el negocio de Enagás, que no extiende por ejemplo a las empresas distribuidoras...

Es una propuesta técnicamente sólida que incluye elementos para acercarnos a los sistemas regulatorios europeos de referencia y que van en la dirección correcta para reconocer el papel a largo plazo de la infraestructura gasista. Por ejemplo, un incentivo a la prolongación de la vida útil de los activos, para que no sea necesario reemplazarlos por otros nuevos que saldrían mucho más costosos a los consumidores. Todavía está por debajo de los estándares sectoriales, confiamos en que en esta fase de alegaciones podamos igualar nuestro coste de capital para no destruir valor y no descapitalizar el sistema.

Las acciones de Enagás llegaron a dispararse un 17% cuando se conoció la propuesta...

Aquello fue la combinación de dos factores. Primero, parafraseando a un informe de un analista de referencia, el mercado se temía algo peor y se encontró con una propuesta que tiene, como he dicho, elementos positivos sobre los que se puede trabajar. Es algo tan sencillo como eso, la propuesta lo que hizo fue reducir drásticamente el nivel de incertidumbre en un sector que es de largo plazo. Los inversores buscan en nosotros un dividendo sostenible y confiable.

¿Cuál fue el otro segundo factor?

Es sabido que se habían tomado posiciones cortas muy importantes en Enagás en los últimos tiempos por un conjunto de razones. Siempre ha sido una compañía en la que ponen el punto de mira los bajistas, porque tenemos una capitalización suficiente para que haya una alta liquidez, con un 90% de free float. Además, en la CNMV hay que declarar las posiciones cortas cuando superan el 0,5% del capital. Como tenemos una capitalización media, esto ocurre con relativa facilidad, de modo que son muy visibles las posiciones cortas en la compañía y, al mismo tiempo, somos una compañía atractiva para los bajistas por nuestra gran liquidez. Si a eso le añades un momento de incertidumbre, como estar a la espera de un nuevo marco regulatorio del que el mercado no tenía ninguna visibilidad... Cuando la propuesta que se publicó, pareció que iba en la dirección correcta y se produjo un cierre repentino de posiciones cortas, lo cual se hace comprando acciones de la compañía.

El actual periodo regulatorio supuso un hachazo de más de 200 millones para el sector que la reciente propuesta no compensa...

No, no permite recuperar retroactivamente lo que fue una enorme y totalmente desproporcionada reducción de la retribución que nos ha llevado a márgenes operativos negativos. El actual periodo regulatorio, con su reducción de ingresos regulados, ha causado una muy fuerte erosión en el valor de la acción de Enagás. La reacción del pasado 27 de marzo representa una parte del valor perdido, pero ni mucho menos significa recuperarlo. Hay que ponerlo en perspectiva y hay que dar un paso adicional para llegar a los niveles de rentabilidad que son propios de un operador gasista como Enagás. La nueva propuesta corrige una parte, pero es insuficiente.

Acaban de anunciar la compra del 31,5% de Térega, su homólogo francés. ¿Cómo encaja la compra de otro operador de redes de gas en el giro verde del grupo?

Vamos hacia una mayor integración del sistema energético europeo. Nos enfrentamos a crisis globales, como el conflicto del Golfo o la guerra de Ucrania, a las que hay que dar respuestas europeas, no fragmentadas. Debemos buscar mecanismos de colaboración mucho más estrecha y reforzada entre los TSO europeos, y un ejemplo perfecto son nuestros grandes proyectos de hidrógeno, el H2MED y el BarMar. Estamos llevando a cabo un esfuerzo que involucra a Portugal, a Francia y a Alemania. Teréga es un socio imprescindible. Llevamos trabajando con ellos durante décadas y tenemos conectadas físicamente nuestras redes. Una forma de fortalecer y dar más capacidad a nuestra apuesta por estos proyectos es buscar una posición estratégica en Teréga. Es algo bueno para ambas compañías, para ambos países y para la seguridad europea, y contribuye a asegurar el éxito de grandes proyectos de transición energética para Europa.

Una forma de ganar influencia para facilitar esos proyectos clave...

Nuestros proyectos estratégicos ya son muy importantes. H2Med y BarMar son trascendentales para la compañía, para Europa y para Teréga. El que Enagás tome una participación en el accionariado de Teréga y esté presente en su consejo de administración es una garantía de que Teréga va a poder llevar adelante su propio proyecto industrial, con accionistas que apuestan indiscutidamente por estos proyectos, y elimina también un cierto elemento de incertidumbre, garantizando el apoyo necesario también en Teréga.

¿Cómo avanza el H2Med?

El H2Med es un corredor que descansa en las redes nacionales de los países que atraviesa y en dos interconexiones, entre Portugal y España y entre España y Francia, que es el Barmar. El BarMar avanza a velocidad de crucero. Ya hemos creado la sociedad del proyecto que va a ser la primera red de infraestructuras nativa europea. Este verano en España, esperamos pasar a la fase de ingeniería de detalle. Y esto lo estamos haciendo con una subvención europea del 50% de todos los costes de estudios e ingeniería. Es un proyecto complejo, hay mucho camino por andar, pero va viento en popa.

Inicialmente, su puesta en marcha se planteó para 2030...

Se planteó para inicios de la próxima década. El 2030 se convirtió en una fecha emblemática porque era el horizonte temporal de la estrategia europea REPowerUE. Pero, lógicamente, requiere tener en cuenta los plazos de la tramitación ambiental, los permisos y los plazos de puesta en servicio de las redes que va a conectar. La fecha de entrada en funcionamiento que hemos comunicado al mercado es 2032.

¿No le preocupa que París, que siempre ha frenado interconexiones con España, salte del proyecto a última hora?

Me remito a los hechos, y Francia hasta el momento ha cumplido escrupulosamente con todos los plazos, requisitos e hitos del proyecto.

Defienden que el coste del H2MED, unos 2.500 millones, no recaerá en los consumidores españoles. ¿Han definido ya el modelo de financiación?

La infraestructura va a tener un notable apoyo público europeo. A la financiación restante tienen que hacer frente los beneficiarios que, en este caso, van a ser eminentemente grandes consumidores en Alemania. Esto se va a hacer a través de, en el futuro, mecanismos de asignación de capacidad firme. Todavía no podemos decir regulatoriamente cuál va a ser su naturaleza y cómo se va a operar, pero en última instancia, la tienen que financiar sus beneficiarios. Un aspecto clave es lo que en el argot llamamos la asignación intertemporal de costes. Es decir, como los primeros consumidores no pueden hacer frente al coste total de la infraestructura porque sería prohibitivo, hay que establecer un mecanismo de peajes de uso que, en un primer momento, dan lugar a una necesidad de financiación que será compensada posteriormente cuando la infraestructura alcance su velocidad de crucero.

Salvo sorpresa, el año que viene habrá elecciones en España. ¿Le preocupa en lo personal un posible Gobierno de PP y Vox, un partido abiertamente contrario a la agenda verde?

La apuesta estratégica por el hidrógeno verde tiene todos los elementos para ser considerada un proyecto país que respalden los distintos proyectos políticos. Ya lo estamos viendo en nuestra relación con los gobiernos autonómicos para el despliegue de la red troncal. Estamos yendo a más de 500 municipios en 13 comunidades autónomas de todos los signos políticos, pues en todas estamos encontrando un apoyo absoluto. Los proyectos país son el resultado de grandes acuerdos entre las fuerzas políticas, y en este caso, en el día a día, estamos constatando un gran respaldo. No sentimos que esto dependa de una opción política.