Naturgy continúa con su transformación energética y está realizando ya pruebas para que sus ciclos combinados de producción eléctrica puedan funcionar con la quema de gases renovables en sustitución del gas natural. De este modo, el gas inicia su propio proceso de descarbonización con la expansión del gas renovable generado a partir del tratamiento de residuos orgánicos.
Fue el propio presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés, quien adelantó la noticia este martes en rueda de prensa de presentación de los resultados correspondientes a 2023. "Estamos trabajando en los gases renovables y ya hemos hecho pruebas en disposición de utilizar gases renovables como combustible en los ciclos combinados, para que también estas turbinas puedan participar en la descarbonización", subrayó el directivo. La empresa opera 7,4 gigavatios (GW) de ciclos en España y 2,4 GW en México.
La compañía resalta que España es uno de los países con mayor potencial para impulsar los gases renovables, si bien está lejos de los registros de producción y desarrollo de otros países similares del entorno europeo como Francia. En este sentido, Naturgy, como la principal gasista del país, se ha lanzado a la conquista del mercado 'verde' y gestiona un total de 70 proyectos en diferente estado de tramitación, todos ellos en territorio español y focalizados en biometano (60 proyectos) e hidrógeno (10 proyectos).
La compañía está dispuesta a replegar capital
Actualmente, opera 2 megavatios (MW) de capacidad en biometano, con una producción de 204 megavatios hora (MWh) durante 2023. "Naturgy está bien posicionada para aprovechar la oportunidad de los gases renovables y está dispuesta a desplegar capital y recursos en este campo, cumpliendo con sus objetivos mínimos de rentabilidad", afirma la empresa en su informe de resultados, que ahora reporta por separado el segmento de negocio de gases renovables. Este incluye la gestión de proyectos específicos de biometano e hidrógeno verde, cuya contribución actual al beneficio bruto de explotación (Ebitda) consolidado sigue siendo inmaterial.
Reynés hizo hincapié en que el propio Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) otorga un papel fundamental a los ciclos combinados para lograr los objetivos de descarbonización a 2030, ya que estas instalaciones irán cubriendo junto con el incremento de potencia renovable el cierre y desmantelamiento de las centrales de carbón y nucleares. El documento, que aún puede sufrir cambios, recoge que los 26.600 MW de ciclos -repartidos entre 50 plantas- estarán operativos durante este periodo. Hay que señalar que son unos 17.700 los MW máximos que se generan de disponibilidad real.
Por este motivo, y tras avanzar que la empresa ya está realizando test para que las turbinas funcionen con gases renovables, el directivo reclamó la puesta en marcha del mercado de capacidad. Estos sirven para promover el despliegue de tecnologías que aportan firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico, tales como los ciclos combinados. Previsiblemente podría entrar en funcionamiento a mediados de este año, después de que el Gobierno haya enviado ya a Bruselas la documentación requerida.
Rentabilidad asegurada como tecnología de respaldo
Los dueños de los ciclos combinados piden así que se les asegure una rentabilidad para mantenerlos abiertos como tecnología de respaldo y seguridad de suministro cuando haya menor presencia de renovables. Las centrales de gas no operan las 24 horas del día y deben estar disponibles para conectarse a la red cuando se les necesite. En definitiva, lo que reclama el sector es una remuneración específica para cubrir costes. El Tribunal Supremo ha autorizado a Naturgy el cierre temporal de cinco plantas después de la solicitud presentada en mayo de 2017. La empresa aseguró en su día que, debido al bajo factor de carga, las centrales se habían visto afectadas con rentabilidad económica muy inferior a la necesaria para recuperar la inversión.
Un estudio de la patronal Sedigas y PwC elaborado en 2020 advertía de que los ciclos combinados acumularían unas pérdidas de 4.500 millones a 2030 con la actual retribución. En aquel momento un 70% de las plantas se encontraba en pérdidas operativas, según el documento. De su lado, un estudio más reciente -de diciembre de 2023- elaborado por PwC para la Fundación Naturgy asegura que los ciclos combinados actuales pueden ser insuficientes para cubrir las necesidades en 2030. La consultora considera "imperativo" que el Ejecutivo contemple también las inversiones necesarias para adaptar los ciclos actuales a un entorno de funcionamiento mucho más exigente.
Por su parte, en cuanto al grado de preparación de las infraestructuras, Naturgy también informó de que las redes de distribución de gas ya son capaces de transportar biometano sin modificaciones. Además, las redes modernas de Nedgia (98%) pueden funcionar con una mezcla de hidrógeno de entre el 20% y el 30% con pequeñas modificaciones.
Negocio de redes eléctricas
Reynés explicó que la compañía se benefició el año pasado de una "significativa" actualización de las tarifas -que principalmente refleja la inflación de periodos anteriores- en Latinoamérica gracias a una "mayor visibilidad regulatoria". En concreto, en Panamá (electricidad) se aprobó la cuarta revisión tarifaria con visibilidad hasta 2026; en México (gas) se dio luz verde a la quinta revisión tarifaria; en Chile (gas) se puso una mayor atención a la regulación a largo plazo; en Brasil (gas) se avanzó hacia la definición final de la revisión tarifaria 2018-2022 y siguen las negociaciones en curso para el periodo 2023-2027 y la prórroga de la concesión; y en Argentina (electricidad y gas) se ajustó por la inflación la tarifa de 2023 con la posibilidad de prórroga de la concesión durante 20 años más y la revisión de las tarifas.
Un estudio de Arthur D. Little para la Fundación Naturgy señala que, en términos generales, los países latinoamericanos conllevan un mayor riesgo, lo que impulsa a establecer metodologías de "WACCs reales" y más elevadas con el objetivo de proporcionar seguridad a los inversores. En el caso de España, Reynés instó a que se revisen los valores unitarios de inversión -los costes reconocidos a las distribuidoras-, que no han cambiado desde su fijación en el 2013 y las compañías denuncian que estos no reflejan la inflación acumulada.
Los valores unitarios fueron establecidos en la Orden IET 2660/201558 y con su definición se pretendía dar cobertura a los costes de inversión y de operación y mantenimiento asociados al despliegue de los activos eléctricos. Además, también se mostró confiando en que se produzca una subida de la tasa de la retribución financiera, aunque no entró en números concretos.
