Naturgy es una compañía integrada en buena parte de la cadena de valor de los negocios del gas y la electricidad, desde el abastecimiento y transporte de los productores por buque o gasoducto, hasta su comercialización y distribución, así como, en el caso de la electricidad, también su producción.
- Naturgy y sus negocios en el gas y la electricidad
+ Negocio de abastecimiento, trading, comercialización y transporte de gas y electricidad
Esta división representó en 2025 el 25.8 % del EBIT de Naturgy.
En primer lugar hay que matizar que en esta división el mayor peso con diferencia lo tiene el gas, mientras que la electricidad queda en un segundo plano, tanto en cuanto a ganancias potenciales como a riesgos, ahora lo veremos.. Abastecimiento, trading, comercialización y transporte de gas
Naturgy tiene en primer lugar contratos de abastecimiento a largo plazo con diferentes productores de gas, principalmente con Argelia (Sonatrach) y Estados Unidos (Cheniere Energy y otros operadores estadounidenses), que le proporcionan aproximadamente entre un 55 y un 65 % de sus necesidades de gas.
Luego también se abastece de productores rusos (procedentes de la planta Yamal LNG, un contrato que proporciona un 15 % de la cartera de gas de Naturgy hasta 2040), países de Oriente Medio (Qatar y Omán, otro 5 – 10 %) y finalmente de Trinidad y Tobago o Nigeria.
En el caso de Cheniere, en Estados Unidos, paga un peaje fijo para utilizar su planta de licuación en Texas, en la que se congela el gas a -162 grados para reducir en 600 veces su volumen, para luego cargarlo en sus buques metaneros (también tiene algo muy atractivo para Naturgy, y es que le vende el gas al precio del gas en Estados Unidos, el índice Henry Hub, mientras que lo vende al precio del índice europeo TFF o de los asiáticos, donde el gas es mucho más caro, y de ahí que genere tanto beneficio últimamente la división -y lo mejor es que cuando se establecen impuestos extraordinarios por los “beneficios caídos del cielo” no incluyen esta actividad de Naturgy, por lo que se beneficia completamente-).
En el caso de estos buques metaneros, hay que señalar que Naturgy gestiona una de las mayores flotas de Europa, pero que no son de su propiedad, sino que los arrienda a largo plazo. Esto, junto a la no propiedad de las plantas de licuación, le aporta un modelo de negocio ligero en activos, ya que no tiene que preocuparse por mantener plantas milmillonarias o buques también muy caros, ni invertir capex en reponerlos cuando llegan al final de su vida útil (luego en España, cuando hay que devolver el gas a una temperatura adecuada para los gasoductos, sucede igual, Naturgy emplea las plantas de Enagás en el país a cambio de pagar una tarifa, no son suyas).
También es interesante la causa de por qué están desacoplados los precios del gas en Estados Unidos y en Europa, y la causa tiene su origen en la guerra entre Rusia y Ucrania. Al final antes de esta Rusia proveía a Europa por gasoducto, y los precios gracias a ellos estaban muy bajos, pero conforme se ha ido reduciendo la dependencia de Rusia, se da una situación de mayor escasez, y sobre todo el gas toca traerlo por buques, menos eficiente. Como se junta la posibilidad de que la situación a futuro se normalice con Rusia y vuelva a vender por gasoducto a espuertas, con el hecho de que para aumentar el flujo de suministro de GNL por buque se requieren inversiones milmillonarias en plantas de licuación en Estados Unidos y de regasificación en Europa, existe un cuello de botella que parece difícil se solucione.
En cuanto a Argelia, que provee una cantidad de gas similar a la de la norteamericana Cheniere, este gas se transporta a través del gasoducto Medgaz, que une este país con Almería, y del que Naturgy controla un 49 % con una filial de Blackrock (24.5 % de uno y 24.5 % del otro). Participada que también reporta en esta división.
Finalmente en España Naturgy también participa en una actividad de comercialización de gas, con cuotas cercanas al 40 %, tanto a particulares como a empresas (concretamente el 70 – 75 % del gas comercializado va a empresas, industriales sobre todo, aunque a márgenes estrechos, mientras que el restante y que va a particulares es el que más beneficio trae al Grupo).
La comercialización sufre más con los precios del gas alto, porque sus clientes consumen menos, pero a cambio cuando los precios del gas son más bajos estos se animan, mientras que en el negocio de trading sucede al revés, ganan mucho dinero cuando el gas está alto respecto al de USA.
. Abastecimiento y comercialización de electricidad
Respecto a esta pata del negocio, hay que decir que no es ni de lejos tan buen negocio como la anterior, pero a la vez pesa poco en la misma.
Básicamente Naturgy tiene sus clientes, particulares y empresas, a los que vende electricidad, y para la misma parte se la surte de su generación propia, y la restante la compra en el mercado eléctrico.
Aquí es interesante señalar que más que por beneficios aportados, este negocio cumple una función de dar soporte a la generación renovable. Así la capacidad de generación renovable de Naturgy que va entrando en operación en España, o que ya poseía, como los parques eólicos o solares, pueden vender la electricidad generada a un precio fijo a la base de clientes de electricidad de Naturgy (al menos, a aquellos que vayan a precio fijo, ya que en tarifa PVPC, que fluctúa en cierta medida con el precio del pool eléctrico, no le serviría a estos efectos -lo bueno de Naturgy es que el grueso de sus clientes está en la tarifa fija-).
+ Generación de electricidad
La generación de electricidad representó para Naturgy un 24.7 % de sus beneficios operativos ajustados en 2025.
. Generación de electricidad en España
* Generación hidroeléctrica
Naturgy posee un importante conglomerado de centrales hidroeléctricas, unas 40, mayoritariamente en Galicia, y también de las llamadas mini-hidroeléctricas (aquellas con una capacidad instalada menor a 10 MW, y que se rigen en su remuneración por un régimen especial subvencionado).
De los actuales 2.062 MW de generación hidroeléctrica, unos 1.950 son de centrales medianas y grandes, y los restantes 110 de las pequeñas.
Las centrales hidroeléctricas grandes y medianas tienen la particularidad en cuanto a su vida útil para a Naturgy, de estar supeditadas a una concesión a 75 años vista, de forma que cuando dicha concesión vence, el activo vuelve gratuitamente a manos del Estado.
En el caso de Naturgy, la gran mayoría de sus presas y centrales hidroeléctricas se construyeron en los años 50, 60 y 70, por lo que tiene sentido que de aquí a no muchos años vayan venciendo las primeras concesiones, y luego progresivamente el resto, algo a tener en cuenta (al acercase este momento para cada central, se activaría contablemente una amortización acelerada, cara a que cuando llegase el fin de su concesión su valor en el balance de Naturgy fuese de 0, lo que minoraría los beneficios del Grupo, reflejando que a pesar de que este activo continuase generando mucha caja, a no mucho tardar dejaría de hacerlo).
Por lo demás si observamos que existe cierta volatilidad en la electricidad producida por estas centrales, reduciéndose drásticamente en años de escasas precipitaciones. Y cuando esto sucede hay dos tipos de hidroeléctricas, las de flujo regulable y las fluyentes, en las de flujo regulable la escasez de precipitaciones y el hecho de que esto dé lugar a precios más altos de la electricidad, puede aprovecharse soltando el agua en los momentos más caros del día, pero en las fluyentes no existe esta posibilidad, y por lo tanto no se aprovecha, o ni mucho menos tanto (en las centrales medianas además, y Naturgy gestiona unas cuantas, una escasez de precipitaciones puede dar lugar a que directamente se reduzca tanto el caudal de agua que apenas produzcan electricidad, lo que te aboca a un mal año).
¿Existe algún contrapeso a los años de escasez de precipitaciones? Pues sí, los ciclos combinados de Naturgy, ya que cuando hay un déficit de generación estas se activan, y suelen tener sus mejores años, compensando que las hidroeléctricas lo estén haciendo peor.
Finalmente y en cuanto a la generación hidroeléctrica, es interesante el hecho de que existe la posibilidad de ampliar la vida de sus concesiones si logras convertir una de estas centrales en centrales hidráulicas de bombeo, cara a que luego la dueña pueda recuperar la inversión de la obra relacionada. Es el caso por ejemplo de un proyecto de Naturgy en Galicia, el proyecto Filgueira, que esta está tramitando, por unos 500 millones de euros, y que aportaría 485 MW extra de almacenamiento para Naturgy (para estos proyectos hay además fuertes ayudas, se incentivan porque junto a las baterías para renovables son las encargadas de suplir la desaparición a futuro de las centrales nucleares).
* Ciclos combinados
El activo de generación preponderante en la cartera de Naturgy a día de hoy son sin duda sus ciclos combinados, que en España como pudimos ver en la tabla pesan alrededor de la mitad de su capacidad instalada, aunque por generación, como varía la capacidad a la que operan, según sean necesarias o no, varían aquí entre un 35 y un 65 % del total.
Al final hay que entender que por las características del sistema eléctrico español, que es marginalista, la función de los ciclos combinados es de respaldo, activándose cuando el resto de generación no contaminante no es capaz de cubrir la demanda de electricidad.
El reto claro, es que conforme avanzan las renovables, y la demanda eléctrica tampoco crece demasiado, la porción de la tarta que le va quedando a los ciclos combinados es más reducida, lo que las empuja a perder cada año rentabilidad, y a que exista un desincentivo, si no se establece un mecanismo de contrapeso remuneratorio, a dejarlas morir por falta de inversión.
Por suerte para Naturgy y sus ciclos combinados, la variabilidad de las precipitaciones y el viento hace que una energía estable como la de los ciclos combinados sea necesaria en el sistema, y con la desaparición de la generación vía fuel, y vía carbón, y dado que no se quiere fomentar la nueva capacidad de generación nuclear, lo que te queda es la generación vía gas con los ciclos combinados.
Al tratarse por tanto de un eslabón clave en el normal funcionamiento del sistema, también se paga a los ciclos combinados por la mera disponibilidad de sus plantas, aunque con los años se han establecido criterios de competencia en estos pagos, ya que nuevas vías como las baterías de almacenamiento, que pueden soltar energía al sistema cuando se requiera, también entran en juego.
* Renovables eólica y fotovoltaica
Como hemos podido bien, en Naturgy no para de crecer la inversión en eólica y fotovoltaica, y por MW de capacidad instalada ya representaron en 2025 un 26 % del total.
Al final lo interesante para Naturgy y para el resto del sector, es que por un lado se obtienen retornos con bastante certidumbre, al pactarse previamente a la construcción de los nuevos parques contratos de venta a precio fijo, y apalancarse a tipos atractivos con los financiadores, y por otro lado porque los beneficios derivados de la eólica y fotovoltaica se valoran mucho mejor en el mercado público y privado.
Aquí también es interesante remarcar que la financiación de estos parques se pacta para toda la vida del activo, y aunque tendría sentido que se hiciese a tipo fijo, suele organizarse un mix de financiación variable más un seguro de tipos de interés ligado a esa financiación, de forma que el resultado final equivale a un tipo fijo (a la banca les encantan los tipos variables, les ayuda en su modelo de negocio).
* Generación nuclear
Naturgy es accionista minoritaria, junto a Endesa e Iberdrola, de tres de las cinco centrales nucleares quedan en España. Concretamente tiene un 34 % de la de Trillo, en Guadalajara (1.066 MW); un 11.3 % de la Almaraz, en Cáceres (2.044 MW), y un 27 % de la de Vandellós II, en Tarragona (1.087 MW).
De estas tres, está previsto para 2027-28 el cierre de central de Almaraz, luego para 2030 la de Vandellós II, y finalmente para 2035 Trillo. Son cierres ya pactados entre eléctricas y gobierno, aunque para Almaraz se ha solicitado la extensión de su vida operativa, avalado también desde la UE recientemente.
Ligado a este desmantelamiento hay grandes costes aparejados. En teoría estos se financian con una tasa que les cobran por cada MW de capacidad instalada, y que va a un fondo. El asunto es que si este fondo no cubre los costes, o hay sobre costes posteriores, lo cubren solidariamente las eléctricas propietarias (por eso también interesa el extender más la vida útil de las centrales, porque el fondo acumularía mayores fondos).
. Generación de electricidad fuera de España
* Generación térmica en México, República Dominicana y Puerto Rico
México
Los ciclos combinados de México tienen contratos de largo plazo, en los que el Estado mexicano le paga en dólares americanos, y a la vez dentro de los costes de Naturgy, se tiene en cuenta el precio del gas también en dólares, y si sube el precio de este se repercute a las tarifas.
Aquí es interesante el hecho de que le pagan a Naturgy por tener la planta a disposición del mercado eléctrico mexicano, o en otras palabras, cobra igual si funciona al 95 % de capacidad o al 90, le pagan por producir la electricidad que le pida el gestor.
De estos ciclos combinados una parte es 100 % propiedad de Naturgy, y se reporta por el método de integración global (aparecen en los segmentos todos sus ingresos y beneficios), y de otra parte Naturgy no posee una posición de control, en 2017 se vendió esta parte a dos fondos de inversión, y se reportan por tanto por el método de la participación, apareciendo la parte de los beneficios netos que corresponden a Naturgy más abajo del EBIT (beneficios que a diferencia del EBIT ya han pagado intereses e impuestos sobre sociedades).
República Dominicana
También posee Naturgy desde que adquirió Unión Fenosa en 2008 dos plantas de generación eléctrica a fuel en República Dominicana, que actúan como los ciclos combinados en España, con un papel no principal sino de respaldo (cuando las renovables locales no proveen suficiente electricidad, se encienden una aportan lo necesario). Todo esto, con la particularidad, y aquí se parecen más a los ciclos combinados de México, de que le pagan en sus contratos por tener disponibles las plantas, y no por si venden más o menos energía cada año, y todo ello pagadero en dólares norteamericanos, trasladando a dichos pagos por capacidad también como en los ciclos combinados de México el alza en el precio del combustible a sus ingresos.
Puerto Rico
Naturgy posee un ciclo combinado en Puerto Rico de 540 MW, del que cobra en dólares norteamericanos, aunque tiene una particularidad interesante.
Desde la última renegociación del contrato con el gobierno de Puerto Rico, este ostenta total libertad para decidir cuándo se activa la planta o no, y de facto todo el complejo está arrendado. Al ser formalmente y de facto un arrendamiento, no veremos estos 540 MW de ciclos combinados en el desglose que da la compañía, y tampoco en el EBIT de la misma, sino que lo que le cobra al gobierno de Puerto Rico son a efectos contables ingresos financieros.
Es un activo en la práctica sin riesgos, pero contablemente es un poco confuso hasta que se descubre.
* Renovables y baterías en USA, Australia y Latinoamérica
A día de hoy y tal y como podemos ver en la tabla, Naturgy ya posee un portfolio interesante de renovables, eólica y solar, en países como Estados Unidos, Australia, México, Chile o Brasil.
De estos países, el gran foco cara al futuro está sobre todo en Estados Unidos y en Australia. En Estados Unidos Naturgy decidió comprar una compañía cuyos activos eran proyectos de desarrollo de parques fotovoltaicos y también de baterías ligadas a estos parques. A cierre de 2025 gestionaba en el país “solo” 563 MW, pero tiene proyectos para llegar en fotovoltaica hasta 8.000, y aparte otros 4.600 ligados a las baterías.
Luego en Australia también va fuerte, aprovechando que el país se está descarbonizando, cerrando parte de sus plantas de carbón, y tienen proyectos para alcanzar los 2.000 MW de capacidad instalada renovable, tanto en eólica como en fotovoltaica.
Quizás de expandirse más en un país de Latinoamérica, Chile sería el protagonista, no solo por su seguridad jurídica, sino que allí para la renovable tiene Naturgy la opción de indexar los contratos a dólares norteamericanos. Pero para Brasil y México no sería descabellado que decidiesen salir y vender los activos, de necesitar financiación para otros proyectos.
La idea al final es centrarse, al estilo de lo que vimos con Acciona Energía, en países con mucha seguridad jurídica y estabilidad de su divisa, dejando en un segundo plano a Latinoamérica.
+ Distribución de gas y electricidad
Este negocio representó el 49.5 % de los beneficios operativos ajustados de Naturgy en 2025.
. Distribución de gas en España
En el negocio de la distribución de gas en España, se ha pasado de una época en la que se pagaba bien la construcción de nuevos kilómetros de tuberías, hasta 2014, a una posterior en la que no, y que por tanto las cortó en seco. Básicamente en 2014 se cambió el modelo regulatorio y la remuneración, y si bien a empresas como a Naturgy no les quedó más remedio que acabar con todos los proyectos que estaban ya en marcha o comprometidos (10.000 kilómetros aproximadamente), cuando estos terminaron, allá por 2018 o 2019, ralentizaron al máximo la inversión en nuevas redes.
Desde entonces lo bueno es que pudieron optimizar más el margen operativo, al reducir coste por no tener nuevas construcciones en masa, y lo que no se invierte en nuevas redes va a construir renovables o redes eléctricas.
. Distribución de electricidad en España
El caso de la distribución de electricidad en España es diferente al del gas, ya que el país se está electrificando, con la entrada de las renovables por el lado de la generación, y de los centros de datos (también ayuda la electrificación progresiva de la flota de vehículos).
El regulador paga mejor la inversión en nuevas redes de distribución eléctrica que las de gas, y son además activos que tienen una mayor certidumbre cara a su uso a largo plazo, lo que aporta también certidumbre acerca de que no te van a dar un volantazo en las remuneraciones si empiezan a entrar más en desuso, caso del gas.
. Distribución de gas y electricidad en Latinoamérica
* Distribución de gas en Chile, Argentina, México y Brasil
En cuanto al negocio de distribución de gas en Latinoamérica, destaca por número de kilómetros de líneas Argentina, aunque la situación allí ha sido muy complicada, con una incertidumbre jurídica permanente a efectos de remuneración, solo solucionada desde hace poco con el nuevo gobierno de Javier Milei. Ahora funciona mejor, pero la incertidumbre está claro, que vuelva el gobierno peronista a medio plazo y se retomen las formas poco serias de hacer las cosas en el país.
El negocio de distribución de gas en Chile por otro lado ha sido la antítesis de Argentina, con mucha estabilidad jurídica, y de hecho de primeras, libertad para fijar tarifas, en un modelo similar al que ya analizamos en Jersey Electricity, para la isla del mismo nombre, en el que esta podía fijar libremente sus tarifas a pesar de ser un monopolio, pero no podía pasarse de rentable, porque en ese caso entraba el gobernante a reducírselas, una suerte de libertad vigilada que también opera en Chile.
Tienen también un gran negocio de distribución de gas en México, medido por kilómetros, pero han sufrido un gran intervencionismo del regulador con las tarifas, cara a repercutir la inflación, así como problemas de robo de energía a lo largo de las líneas. Es una filial en la que la idea es invertir lo mínimo posible, y si le dan la opción a buen precio, salir a futuro.
Y finalmente queda Brasil. Allí tiene Naturgy un monopolio de distribución a la ciudad y en general al Estado de Río de Janeiro, con la particularidad de que allí se emplean mucho los coches a gas, y Naturgy distribuye a las múltiples gasolineras que lo comercializan. Es un negocio con buenos retornos, pero sustos judiciales, especialmente en lo que a la revisión cada cinco años de las tarifas que fijan los retornos sobre el capital invertido que obtiene Naturgy. Eso, y la volatilidad del real brasileño, lo que la hace más impredecible en cuanto a su generación de caja en euros.
Quizás desde la perspectiva del accionariado de fondos de capital riesgo de Naturgy, y del mío propio, por qué no decirlo, Brasil, Argentina y México serían candidatas a ser vendidas, porque con sus riesgos empeoran el perfil del holding, y cuando tienes un holding no puedes tener ovejas negras.
* Distribución de electricidad en Panamá y Argentina
Naturgy posee extensas líneas de distribución de electricidad en Panamá y Argentina, dos casos por lo demás totalmente diferentes.
En el caso argentino, le sucede como con las redes de distribución de gas, durante años sufrió congelaciones de la tarifa con la que se remuneraba, cuando la inflación estaba volando, y ha tenido todos estos años problemas para mantener en funcionamiento la estructura, con múltiples apagones por falta de inversión y una deuda acumulada muy importante. Ahora con el gobierno de Milei la situación ha mejorado bastante, con actualizaciones de la tarifa razonables, y la filial vuelve a ser rentable, aunque tiene bastantes deudas que pagar y presumo inversiones pendientes.
Panamá es totalmente diferente, allí Naturgy gestiona el 70 % de las líneas de distribución eléctrica, en un negocio jurídicamente muy estable, dolarizado y con certidumbre cara a la inversión, en el que han crecido mucho las inversiones y los kilómetros de líneas de distribución.
- Cuenta de pérdidas y ganancias e inversiones de Naturgy
+ Cuenta de pérdidas y ganancias
Extraordinarios aparte, que ahí los tenéis, destacó la compra en 2008 de Unión Fenosa a ACS, que se financió en parte con deuda y en parte con una gran ampliación de capital.
Fue ciertamente una gran venta para el señor Florentino desde ACS, y una operación terrible para Naturgy. Llevaba ya años tratando de comprar otra eléctrica para ganar tamaño y que no la pudiesen a su vez comprar operadores o fondos extranjeros, y tras no lograrlo con Iberdrola y Endesa, acabó por comprar Unión Fenosa.
Ciertamente se llevó activos interesantes, pero no son activos por los que pueda andar uno pagando múltiplos de empresas de crecimiento, porque son en su mayoría vacas lecheras, no adalides del crecimiento (de hecho en el pack se llevó las centrales de carbón de Unión Fenosa, cuyos beneficios luego perdió al tener que cerrarlas, con los costes añadidos del cierre -y la incertidumbre actual con sus participaciones en centrales nucleares, negocios por cierto que consolidan por integración global a pesar de ser participaciones menores al 50 %, curiosidades del vehículo a través del cual se articulan-).
Por lo demás Naturgy ha sido eso, una compañía muy estable, y que quitando la mala compra de Unión Fenosa ha sido y es una empresa moderadamente próspera, con riesgos que a menudo se compensan entre los propios negocios (lo que beneficia a uno perjudica a otro, ya lo hemos visto).
+ Inversiones
En cuanto a sus inversiones, el de Naturgy es un negocio en el que se despliega mucho capital, sea para construir nuevas redes de distribución o generación renovable.
- Riesgos de Naturgy
+ Riesgo de variabilidad en la generación renovable
Como ya hemos comentado, a pesar de que la generación hidráulica y la eólica son bastante variables cada año, especialmente la hidráulica, cuando tienen una mala racha entran al terreno de juego los ciclos combinados, que suelen a cambio tener años muy buenos, compensando la menor aportación de beneficios de las renovables.
+ Terminación de concesiones hidráulicas en España
Como hemos comentado la explotación de las centrales hidráulicas de Naturgy en España tienen una vida finita, habitualmente 75 años, y muchas de ellas irán venciendo en los próximos 10 o 20 años, por lo que los activos no solo dejarán progresivamente de generar caja sino que en determinado punto empezarán a incluir amortizaciones extra en la Cuenta de pérdidas y ganancias de Naturgy, lo que minorará su beneficio.
+ Riesgo financiero
Naturgy como podemos observar se encuentra en un momento muy desahogado en cuanto a su deuda, aunque en próximos años tenderá a subir por la fuerte inversión en proyectos renovables en Estados Unidos y Australia, por un lado, y también por la inversión en redes de distribución, sobre todo eléctricas, en España.
En 2025, a cierre del ejercicio, el 66 % de la deuda de Naturgy era a tipo fijo y el 34 % a variable, con un coste medio de la misma del 3.9 %. De esta parte a tipo variable una porción no menor será de facto fija, con el efecto que ya mencionamos de financiar los nuevos parques renovables con tipo variable, que es el que ofrece la banca, junto a seguros de tipos de interés, que la convierten de facto en deuda a tipo fijo.
+ Riesgo divisa
Ya hemos visto que Naturgy tiene un negocio estupendo en la compraventa de gas norteamericano y su venta, mucho más caro, en Europa y Asia. Aquí entran en juego las fluctuaciones de las divisas, ya que aunque las compras son en dólares, y en Asia, si vende allí el gas, también se hace en dólares, buena parte va a España, y allí todo se factura en euros.
Por tanto a efectos del trading del gas norteamericano, que mueve mucho beneficio actualmente, interesa un dólar débil. Sin embargo, un dólar débil perjudica a Naturgy en tanto en cuanto una parte importante de su generación internacional de electricidad, y de los negocios de distribución, se mueve en dólares, y luego esos dólares hay que cambiarlos a euros.
Si lo pensamos, es una cobertura más dentro del holding de Naturgy, donde la mayoría de riesgos están en mayor o menor medida compensados por otros.
+ Riesgo de normalización de la situación entre Rusia y la UE
Como ya hemos comentado, los grandes beneficios de la división de trading de gas de Naturgy se debe a que los precios del gas en USA y en la UE están desacoplados, y aquí son mucho más elevados. Si de nuevo entrase mucha oferta de gas ruso barato por gasoducto, como antes de la guerra, tal diferencia de precios se diluiría y a Naturgy le tocaría vender sus cargamentos de gas en otros pastos, en Asia sobre todo, aunque seguiría obligada a vender una parte en España para surtir a sus clientes y a sus ciclos combinados, por lo que irremediablemente parte de sus beneficios se esfumarían.
Si no sucede es porque solucionarlo requiere inversiones muy grandes, y no hay certidumbre para que dichas inversiones se financien, o agentes privados se animen a arriesgarse igualmente, por lo que se mantiene el cuello de botella, y después del trauma que supuso (y supone) en países como Alemania el chantaje del gas ruso con su industria, es casi prioridad geopolítica el no depender de esta.
+ Riesgo de sobrecostes en desmantelamiento de nucleares
Como ya hemos comentado existe un fondo en el que las propias propietarias de nucleares en España van a aportando tasas tributarias, y que se destinará a cubrir el coste del desmantelamiento de las mismas.
El riesgo para Naturgy es que si el fondo no es suficiente, estos costes deberán sufragarlos las propias propietarias solidariamente.
- Notas sobre la historia de Naturgy
En 2002 finalizó el proceso de liberalización del mercado del gas en España, de forma que cada cliente podía ya para 2003 elegir su suministrador con libertad.
En 2002 Naturgy vendió participaciones en Enagás, que salió a bolsa (mantuvo un 40.9 %), y en Gas Natural México (vendió un 13.25 % a Iberdrola).
En 2002 entraron en funcionamiento las dos primeras centrales de ciclo combinado de Naturgy en España, la primera en Cádiz y la segunda en Barcelona, ambas con 400 MW de capacidad instalada.
En 2002 Naturgy comenzó a construir junto a Inmobiliaria Colonial el que sería su futura sede central en la Barceloneta.
En 2003 Naturgy trató de comprar Iberdrola, pero la Comisión Nacional de Energía vetó la operación.
En 2004 Naturgy adquirió 3 empresas gasistas en Italia, que incorporaron al grupo 250.000 clientes, concretamente el Grupo Brancato, primer operador de gas privado de Sicilia; el Grupo Smedigas, integrado por una empresa distribuidora y una comercializadora en Sicilia; y el Grupo Nettis, con actividad en 24 municipios de La Puglia, Calabria y Sicilia.
En 2004 Repsol y Naturgy lograron la adjudicación de un proyecto para explorar, producir y comercializar gas natural licuado (GNL) en el este de Argelia.
En 2004 Naturgy vendió un 12.51 % de su participación en Enagás, quedándose con un 26.1 %, con una plusvalía de 144,5 millones de euros.
En 2005 Naturgy trató de comprar Endesa, pero tras 17 meses de proceso judiciales y mucha incertidumbre decidieron desistir.
En 2005 Naturgy comenzó a explotar tres ciclos combinados desarrollados por ella misma en Cartagena, con 400 MW de capacidad instalada cada una.
En 2005 Naturgy adquirió por 272 millones de euros DERSA, uno de los principales operadores eólicos de España.
En 2005 Naturgy vendió otro 13.3 % de Enagás, con una plusvalía de 247,9 millones de euros.
En 2006 Naturgy redujo su participación hasta el 5 % de la misma, que era el punto máximo fijado por ley.
En 2007 Naturgy adquirió cinco centrales de ciclo combinado y un gasoducto en México por unos 1.450 millones de euros a la francesa EDF y la japonesa Mitsubishi.
En 2007 Naturgy comenzó a generar energía con una nueva central de ciclo combinado en Tarragona, de 400 MW.
En 2008 Naturgy adquirió Unión Fenosa, en parte gracias a la adquisición del 45.3 % que poseía ACS.
En 2009 Naturgy vendió su 5 % que poseía en CEPSA el Emirato de Abu Dhabi por 257 millones de euros, y el 5 % de Enagás a Oman Oil.
En 2009 Naturgy vendió su empresa de Colombia EPSA por 1.100 millones de dólares.
En 2011 la ocupación de los ciclos combinados en España fue del 23 %, frente al 66 % de 2004.
En 2012 Naturgy adquirió un 10 % del gasoducto que conecta Argelia con Almería (Medgaz), y como parte de la operación suscribió un contrato de abastecimiento de gas con este país para los siguientes 18 años de 8.000 millones de metros cúbicos.
En 2014 Naturgy ejecutó una OPA sobre chilena Compañía General de Electricidad (CGE) por 2.519 millones de euros.
En 2015 la filial de generación eléctrica de Naturgy fuera de España, realizó una ampliación de capital por valor de 550 millones de dólares, totalmente suscrita por el fondo público de Kuwait (KIA).
En 2016 Global Infraestructura Partners (GIP), adquirió un 20 % de Naturgy, adquiriendo cada mitad a Caixa y Repsol.
En 2016 Naturgy vendió el 20 % de su negocio de distribución de gas en España por 1.500 millones de euros.
En 2016 Naturgy vendió su negocio de distribución de gas en Italia (766 millones de euros) y Colombia (468 millones).
En 2016 Electricaribe, comercializadora de electricidad con fuertes impagos de clientes en Colombia, fue nacionalizada por el gobierno colombiano.
En 2017 Naturgy inició un arbitraje ante el Tribunal de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional para obtener una compensación justa por Electricaribe de Colombia, concretamente 1.600 millones de dólares.
En 2017 hubo una gran sequía en España, la hidráulica de Naturgy generó muy poco, y como esta ya tenía contratos de venta de electricidad, tuvo que compensarlo comprando a mercado a precios elevados.
En 2017 Naturgy vendió una participación mayoritaria en parte de sus ciclos combinados de México a dos fondos de inversión.
En 2018 Naturgy vendió su negocio de minería en Sudáfrica (su 70 % de participación) por 28 millones de dólares.
En 2018 Naturgy vendió su negocio Iberafrica Power Limited, sito en Kenia, por 62 millones de dólares.
En 2019 Naturgy vendió su filial de distribución eléctrica en Moldavia por 141 millones de euros.
En 2019 Naturgy vendió a Red Eléctrica Portugal su negocio de transporte de electricidad en Chile, Transemel por 155 millones de euros.
En 2019 Naturgy amplió su participación en el gasoducto Medgaz a un 49 % por 445 millones de euros, compartiendo participación con Blackrock (24.5 % de Naturgy).
En 2020 Naturgy cerró sus centrales térmicas de carbón de La Robla, Narcea y Meirama.
En 2020 Naturgy vendió su negocio de distribución de electricidad en Chile por 2.570 millones de euros.
En 2021 Argelia cerró el gasoducto que iba a España pasando por Marruecos, y Medgaz, participado en más de un 40 % por Naturgy, quedó como la única entrada de gas por tubo procedente de Argelia, con el punto de interés de que a mayor cantidad de gas que pasa por el gasoducto, mayores peajes recibe Medgaz.
En 2021 un fondo de IFM adquirió en una OPA el 10.83 % de Naturgy a 23 € por acción.
En 2021 Naturgy adquirió el 50 % que no poseía de Unión Fenosa por 466 millones de euros.
En 2021 cesó el contrato de concesión del gasoducto que explotaba Naturgy.
En 2023 Naturgy adquirió ASR Wind por 558 millones de euros, sociedad que gestionaba 422 MW de parques eólicos en España.
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- Otros negocios analizados en el sector eléctrico:
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Javier García de Tiedra González es Abogado de formación y actualmente analista e inversor en empresas cotizadas a tiempo completo. Es además accionista minoritario en Bund Company, compañía que cofundó su hermano Álvaro y que es líder en sastrería a medida en España, en la que trabajó varios años en sus inicios.
Ha cursado un Máster en Valoración de Empresas y publicado dos libros en materia de finanzas: Introducción a la Inversión e Invertir en Bolsa Española, ambos a la venta en Amazon.
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