Bankinter | Enagás tendrá una participación del 50% en el proyecto BarMar, el hidroducto submarino entre Barcelona y Marsella que conectará España con Francia. Por su parte, los gestores de la red de transporte de Francia, GRTgaz y Teréga, se repartirán el otro 50%, con un 33,3% y un 16,7%, respectivamente. Además, Enagás, GRTgaz y Teréga han firmado, junto a OGE, el gestor de la red de transporte de Alemania, como operador asociado, el acuerdo de desarrollo conjunto que fija condiciones de cooperación para la participación en la interconexión en fase de desarrollo. El acuerdo especifica varios aspectos: (i) las condiciones por las que
las partes desarrollarán los estudios de viabilidad del BarMar, (ii) las condiciones mínimas preliminares para la Decisión Final de Inversión (FID) y (iii) los principios para establecer una Entidad de Propósito Especial (SPV) y la definición de su gobernanza. Respecto a la interconexión de hidrógeno renovable entre Portugal y
España, que unirá Celorico da Beira y Zamora (CelZa), Enagás y REN han firmado también un acuerdo adicional al memorando de entendimiento en vigor, con el fin de desarrollar y financiar conjuntamente los estudios vinculados al desarrollo del proyecto.

Opinión del equipo de análisis: Buenas noticias para el desarrollo del hidrógeno verde, aunque las inversiones tardarán mucho tiempo en materializarse. El H2Med es un proyecto transnacional para conectar redes de hidrógeno de la Península Ibérica, Francia, Alemania y noroeste de Europa. Tiene como objetivo que el continente pueda abastecerse de hidrógeno renovable y asequible a partir de 2030. Se estima que H2Med tendrá un coste de 2.850M€, 2.500M€ corresponderán al nuevo hidroducto submarino entre Barcelona y Marsella (BarMar) y otros 350M€ para el tramo entre Celorico da Beira y Zamora. El proyecto fue presentado por los gobiernos de España,
Francia y Portugal en octubre de 2022 y en enero de 2023 se sumó Alemania. Alemania considera que impulsará un vector energético importante para su mercado y para abastecer a otros mercados potenciales. Sin embargo, es probable que estas inversiones tengan retrasos en su ejecución en un momento en que todos los estados miembros tienen que hacer frente a importantes esfuerzos fiscales. Las ayudas y subvenciones a los Proyectos de Interés Común Europeo (IPCE) están experimentando notables retrasos. Otro problema adicional detrás de los retrasos es la brecha entre el coste de producción actual y el precio que los compradores están dispuestos a pagar. El hidrógeno verde en la UE tiene un precio significativamente más alto en comparación con el gas natural, lo que dificulta su competitividad en el mercado. El hidrógeno verde cuesta entre 200 y 250€/MWh en la UE, frente a un coste del gas natural de 25-40 €/MWh (con un coste adicional de 15-20 euros/MWh según el sistema europeo de comercio de derechos de emisión).