Las subidas del precio del petróleo en los mercados internacionales se traducen inmediatamente en un encarecimiento del combustible en las gasolineras, y la respuesta del sector petrolero es siempre la misma: si sube la materia prima, no hay más remedio que trasladar esa escalada al surtidor. Sin embargo, la crisis energética derivada de la guerra de Ucrania fue un momento dorado para las grandes energéticas, y lo será también la III Guerra del Golfo.

Los primeros datos de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) apuntan a que los márgenes de refino –la diferencia entre lo que cuesta comprar un barril y los ingresos por vender el combustible en la gasolinera– se dispararon en el mes de marzo hasta casi un récord en 15 años y se triplicaron respecto a febrero.

En concreto, por cada barril de combustible procesado en el mundo, el refinador ganó de media el mes pasado 21,82 dólares, un 220% más que en febrero y un 168% más que la media de 2025. Con datos de los últimos 15 años, solo en junio de 2022 –en plena crisis por la guerra de Ucrania– las refinerías ingresaron más dinero por barril tratado. Esto significa que las petroleras que tienen su negocio integrado –producción, refino y venta– están incrementando el precio del combustible final muy por encima de lo que sería una subida natural por el encarecimiento del crudo.

"Los márgenes de refino repuntaron de forma generalizada en marzo", valora la agencia en su informe publicado este martes. "Sobre el papel, los márgenes medios mensuales en el noroeste de Europa alcanzaron máximos históricos, superando los niveles registrados en 2022 tras la invasión de Ucrania", añaden los técnicos. Aunque la IEA destaca los márgenes de las compañías noreuropeas, las del sur de Europa o las asiáticas también inflaron sus márgenes en marzo.

Si bien es cierto, el estudio también matiza que sus cálculos podrían "sobreestimar la rentabilidad que la mayoría de refinerías podría alcanzar" porque los precios del mercado de futuros (el conocido como petróleo Brent o WTI) están en este momento por debajo de lo que realmente cuesta el crudo en el mercado al contado.

El refinado de petróleo es el gran negocio dentro del sector del crudo porque supone transformar la materia prima en docenas de productos más complejos, como diésel, gasolina y queroseno, y las pocas empresas que tienen capacidad para realizar esta transformación dentro de Europa pueden hacerse de oro en momentos en los que hay escasez de combustibles.

En marzo, los petroestados del Golfo no tuvieron apenas capacidad para exportar petróleo y productos refinados por el cierre del Estrecho de Ormuz, y las compañías con refinerías en Europa tuvieron un gran margen para incrementar los precios ante la escasez de suministro internacional. En España hay ocho refinerías activas de Repsol (cinco), Moeve (dos) y BP (una), y solo Alemania e Italia tienen un número mayor dentro de la Unión Europea. 

La IEA no tiene acceso a cuál es el margen de refino concreto de cada compañía, pero mensualmente elabora una estimación de lo que podrían estar ganando las refinerías de cada región del planeta en función del tipo de crudo que procesen y de la complejidad de cada una de ellas. Según esa tabla, las del Mediterráneo, entre las que se incluyen las españolas, tuvieron en marzo un margen de beneficio entre 10,53 euros y 18,69 euros, entre tres y siete veces más que el mes anterior. En otras zonas del planeta se registraron en marzo márgenes completamente astronómicos, como los 42 dólares por barril de beneficio para los refinadores del sur de Asia.

Enrique Parra, profesor de Economía de la Universidad de Alcalá y exprofesional del mundo del petróleo, explica que los cálculos de la IEA no se pueden tomar a rajatabla, pero que son una aproximación de lo que podrían estar ganando algunas de estas compañías. "En las refinerías españolas podrían estar procesando siete crudos diferentes a la vez, por lo que esas cifras son una simplificación. Lo que ganan en Cartagena o en Castellón solo lo saben ellos, pero está claro que están ganando mucho más que en meses anteriores", valora.

El experto también matiza que en España las petroleras han realizado costosas inversiones en la última década para poder procesar crudos de todos los tipos –más y menos densos, y más y menos ácidos–, lo que les permite comprar petróleo de todas las regiones y procesar los tipos más rentables (los dulces y ligeros), y esa versatilidad permite a las energéticas españolas maximizar ingresos en momentos de escasez de suministro, como la crisis actual. El profesor añade además que ese margen no es un beneficio íntegro para las empresas, sino que hay que restar a esas cifras el coste de mantener la planta y los trabajadores. 

Para saber qué compañías han apretado más esos márgenes para aprovechar la coyuntura habrá que esperar a que las petroleras presenten sus cuentas de resultados del primer trimestre, que llegarán en las próximas dos semanas. La agencia Reuters adelantó este martes que la británica BP incrementó su margen de refino hasta los 16,9 dólares por barril en el primer trimestre, frente a los 15,2 dólares de los tres meses anteriores, un 11% más. La subida es mucho más comedida de lo calculado por la IEA porque es una media del trimestre, y en 2026, hasta la crisis del Estrecho de Ormuz, había una tendencia de caída en picado de los márgenes en el negocio de refinado.

El combustible de aviones, el queroseno, es la prueba de que el coste del combustible sube mucho más allá de lo que lo hace el coste del crudo. Se ha encarecido mucho más rápido que el resto de carburantes –como la gasolina o el diésel– pese a que se fabrica a partir de la misma materia prima y con un proceso similar. El problema es que, como la demanda del queroseno es menos elástica –la gente está dispuesta a viajar en avión aunque el billete sea algo más caro–, el precio de este combustible se ha más que duplicado en comparación con el mes de febrero, mientras que la gasolina en Europa se ha encarecido un 36% desde la primera semana de marzo (sin contar impuestos).

En Francia, el Gobierno se plantea poner en marcha una normativa temporal para limitar la subida del precio de los combustibles para evitar que las petroleras tengan márgenes de beneficio superiores a los de enero y febrero, mientras que la Comisión Europea plantea un impuesto extraordinario para los conocidos como beneficios caídos del cielo.

Repsol registró un beneficio neto de 1.899 millones de euros en 2025, un 8,1% más que el año anterior, en un contexto marcado por la incertidumbre geopolítica y económica, la volatilidad en los mercados energéticos y el impacto del apagón del 28 de abril que afectó a la Península Ibérica, según informa EFE. 

Según ha informado este jueves a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado neto ajustado, que mide específicamente la marcha de los negocios, retrocedió un 15,1% en 2025 respecto al año anterior, hasta los 2.568 millones. 

Repsol ha comunicado también a la CNMV que el consejo de administración propondrá a la próxima junta general de accionistas el pago de un dividendo con cargo a los resultados de 2025 de 0,551 euros brutos por acción, que está previsto tenga lugar el 8 de julio de 2026, por lo que la retribución en efectivo para este año ascenderá a 1,051 euros brutos por acción. 

Repsol abonó en 2025 un dividendo de 0,975 euros brutos por acción, un 8,3% superior al de 2024. La retribución total al accionista se situó en torno a los 1.800 millones de euros, en el rango alto del compromiso de la empresa para el periodo 2024-2027. Para 2026, Repsol prevé destinar cerca de 1.900 millones a esta remuneración. 

Asimismo, propondrá a la junta una reducción de capital social mediante la amortización de las acciones propias que adquieran en un programa de recompra que se pondrá en marcha con una inversión máxima neta de 350 millones de euros. 

La energética ha cambiado la forma de reporte algunas de las métricas que ofrecían al mercado desde el cuarto trimestre de 2025, con el objetivo de reflejar de forma más adecuada la manera en que la compañía gestiona y evalúa actualmente sus negocios, lo que no tiene impacto en los estados consolidados del grupo.

Los resultados obtenidos, según apunta Repsol en un comunicado, se producen en un contexto complejo, marcado por la elevada volatilidad de los mercados energéticos, que ha lastrado el precio del Barril de Brent hasta los 69,1 dólares de media en 2025, un 14,5% menos que el año anterior. 

En el caso del área de Exploración y Producción (Upstream), el beneficio neto ajustado del negocio se situó en los 957 millones de euros en 2025, un 6,9% menos que en 2024, en un contexto de volatilidad de precios energéticos y depreciación del dólar frente al euro. La producción media diaria ascendió a 548.000 barriles equivalentes de petróleo al día, en línea con lo previsto en el plan estratégico. 

Para 2026, la compañía tiene previsto alcanzar entre 560.000 y 570.000 barriles al día, sin tener en cuenta el posible incremento de la producción en Venezuela. En este sentido, Repsol recuerda que el pasado viernes la administración estadounidense emitió nuevas licencias que permiten retomar operaciones de petróleo y gas en el país caribeño.

En el negocio industrial, el resultado neto ajustado se situó en los 963 millones de euros, un 33,4% menos, lo que refleja la volatilidad de las materias primas, los menores resultados de la química y los efectos del apagón del pasado 28 de abril. 

En la segunda parte del año, el momento positivo del refino permitió capturar mayores márgenes y obtener un resultado en el cuarto trimestre de 423 millones de euros, 168 millones más que en el mismo periodo del año anterior, lo que supuso un repunte del 66%. El negocio de cliente registró un beneficio neto ajustado de 754 millones de euros en 2025, un 17,1% más que en 2024, impulsado por el dinamismo del negocio de estaciones de servicio y la contribución creciente de una amplia oferta energética. 

Por su parte, el negocio de generación baja en carbono marcó un resultado neto ajustado de 53 millones de euros, frente a las pérdidas de 24 millones de euros registradas un año antes. 

La empresa presentará sus métricas operativas y financieras actualizadas hasta 2028 el próximo 10 de marzo, lo que permitirá a la compañía adaptarse a la evolución del entorno macroeconómico, regulatorio y empresarial del sector energético. La estrategia, según explica Repsol, para los próximos tres años se basará en los mismos pilares: una retribución atractiva para los accionistas, solidez financiera e inversión disciplinada.

La CNMC ha multado con 20,5 millones a varias empresas del grupo Repsol (Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, Solred y Campsa Estaciones de Servicio) por su política comercial de estrechamiento de márgenes "abusivo" en perjuicio de estaciones de servicio independientes y que son competidoras, según recoge EFE.

Repsol ha rechazado la sanción anunciada este martes por la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) al entender que se apoya en un relato "parcial" y "descontextualizado" con errores de "método y de derecho", y ha avanzado que la impugnará.

Según ha indicado Repsol en un comunicado, la CNMC no tiene en cuenta el contexto excepcional de 2022, no acredita posición de dominio, ni efecto de exclusión en el mercado; y defiende que actuó con transparencia y en beneficio de los consumidores "en el peor momento de la crisis inflacionaria".

"Es la primera vez en la historia del derecho de la competencia nacional y comunitaria que la CNMC sanciona a una compañía por aplicar descuentos, en este caso superiores a 450 millones de euros, comunicados públicamente y supervisados por la propia Administración para aliviar la delicada situación de familias y profesionales, todo ello en un contexto excepcional de mercado", ha subrayado Repsol.

Repsol entiende que sancionar una conducta "legal y supervisada" por la propia CNMC desnaturaliza el sentido de la norma, limitará los descuentos futuros de las compañías en numerosos sectores y desincentivará respuestas empresariales ante crisis futuras. Indica que los descuentos minoristas fueron exigidos por el Real Decreto-ley 6/2022, cuya aplicación la propia CNMC supervisó a través de su Dirección de Energía durante todo 2022. 

Así, insiste en que la resolución de la CNMC es arbitraria, ya que no define con rigor el mercado mayorista español de aprovisionamiento de gasóleo A a estaciones independientes, que asegura que es abierto y transparente; e infla artificialmente la cuota de mercado, mezclando productos y clientes. 

Repsol explica que, si se considera el segmento correcto, la cuota de la compañía se situó en torno al 25% en 2022 y que nunca se ha sancionado a una empresa por abuso de posición de dominio con cuotas de mercado por debajo del 30% y menos en un periodo tan corto de tiempo (9 meses) y en condiciones excepcionales. 

Recalca que durante ese periodo no hubo ningún efecto en el mercado ni exclusión de competidores ni dependencia real y considera que la CNMC está más preocupada por los resultados de esos competidores que por los ahorros que los descuentos supusieron para clientes y consumidores. 

Por otra parte, ve sorprendente que esta decisión se dé en un contexto de crecimiento de la cuota de mercado de los operadores de estaciones de servicio independientes, frente a la de los operadores tradicionales. "Repsol hará valer todos estos argumentos en su impugnación de la sanción ante la jurisdicción contencioso-administrativa. Estamos convencidos de que los tribunales nos darán la razón", insiste.

“Parece plastilina y huele a alquitrán”. Luis Díaz, líder de los pescadores de la playa de Aucayama, a 77 kilómetros al norte de Lima, amasa entre sus manos una plasta de arena oscura y compacta. 

El pasado 6 de enero, este pescador iza sus redes y, nuevamente, aparecen vacías. “Antes del derrame la biomasa era muy buena, sostenible, siempre había peces”, recuerda. La marea alta trae frecuentemente restos de crudo a las 28 playas golpeadas por el derrame de Repsol de enero de 2022. 

Cuatro años después del mayor desastre ambiental sufrido por Perú, los pescadores artesanales siguen sufriendo las consecuencias de la falta de rehabilitación de las playas. 

El 15 de enero de 2022, un ducto submarino de la refinería La Pampilla, de Repsol, en Lima, se rompió durante la descarga de un buque y vertió 12 mil barriles de petróleo al mar. El vertido se extendió a lo largo de 64 kilómetros de costa, afectando una extensión equivalente a 3.400 campos de fútbol. 

Tras el derrame, las autoridades peruanas impusieron a la petrolera multas y sanciones administrativas por 60 millones de dólares por brindar información “inexacta”, no delimitar correctamente las zonas afectadas y no realizar de forma adecuada la contención, recuperación y limpieza. 

Tres meses después del vertido, Repsol declaró las playas “limpias y listas para el monitoreo”. El Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental de Perú (OEFA) revisó la limpieza, concluyendo que 71 de 97 sitios analizados seguían contaminados y exigiendo a Repsol planes para rehabilitar los ecosistemas dañados.

En octubre de 2023, Repsol presentó 18 planes de rehabilitación a la Dirección General de Asuntos Ambientales de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas de Perú. Pero 2 años y 3 meses después, según ha corroborado esta investigación, el Estado peruano no ha aprobado ninguno de ellos al considerarlos insuficientes.

Para dar luz verde a estos planes, la ley obliga al ministerio a solicitar la opinión técnica de seis entidades públicas: el Ministerio de la Producción, el Servicio Nacional Forestal, el Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado, la Dirección General de Capitanías y Guardacostas, la Dirección General de Salud Ambiental y la Autoridad Nacional del Agua. Todas, sin excepción, han hecho observaciones. En total, hasta 606 alegaciones que Repsol no termina de subsanar. 

“Si tú haces un mal plan, usas información incompleta y elaboras un mal diagnóstico, vas a tener que subsanar observaciones y esto hace que todo el procedimiento demore”, explica Ana Leyva, abogada de la ONG CooperAcción, que ha analizado los planes de rehabilitación presentados Repsol y todas las observaciones de las autoridades peruanas. “En resumen, lo que planteaban hacer es seguir recogiendo bolitas de alquitrán y hacer un monitoreo”, explica Leyva como conclusión.

Diana Papoulias, bióloga marina y experta en toxicología acuática, ha analizado 12 de estos planes. En declaraciones para esta investigación, considera que presentan deficiencias técnicas. El informe de esta bióloga para la ONG CooperAcción cuestiona que Repsol proponga la “atenuación natural” como técnica de recuperación, es decir, “que el mar se limpie solo”. 

También afirma que la evaluación del daño ambiental está incompleta y tiene vacíos de información que excluyen zonas que Repsol consideró “inaccesibles”, pero a las que sí lograron ingresar para tomar muestras los técnicos de la autoridad fiscalizadora peruana. 

Según la información obtenida por esta investigación, cuatro de los seis organismos que evalúan los planes de rehabilitación aún mantienen observaciones vigentes. Dos –la Autoridad Nacional del Agua y la Dirección General de Salud Ambiental– ya tendrían opiniones favorables. Cuando ya no haya observaciones, Repsol iniciará el proceso de recuperación de los ecosistemas afectados. 

Desde esta investigación para infoLibre y Epicentro TV se solicitó a Repsol Perú y Repsol España una entrevista sobre las consecuencias del derrame y, al no obtener respuesta, se enviaron preguntas por escrito. Solo la Refinería La Pampilla, de Repsol Perú, remitió sus respuestas. 

Asegura que han proporcionado a las autoridades peruanas toda la información solicitada y que están a la espera del resultado final de la evaluación de los planes de rehabilitación por parte del Ministerio de Energía y Minas peruano, “confiando en la transparencia y rigor del proceso”. 

Repsol Perú afirma que la zona afectada se encuentra apta para actividades recreativas y económicas sin riesgo para la salud ni el medio ambiente, ya que cumple con estándares ambientales nacionales e internacionales. También informa que ha destinado 1.300 millones de soles (casi 382 millones de euros) a tareas de limpieza, recuperación y compensaciones a los afectados. 

En España, Repsol se ciñe a la información presentada ante la Comisión Nacional del Mercado de Valores. En ella, la compañía reitera que el vertido se produjo “por el movimiento incontrolado durante la descarga del buque”. La compañía y la aseguradora han demandado por 265 millones de dólares a Fratelli D’Amico Armattori, la armadora italiana del buque Mare Doricum, que efectuó la descarga de crudo. 

El Estado peruano ha emprendido un proceso administrativo contra Repsol y demanda 4.500 millones de dólares por daños materiales y morales. 

Para evitar un juicio penal, la petrolera llegó a un acuerdo con la Fiscalía peruana para pagar, junto con la compañía italiana, 1.156 millones de soles (294 millones de euros). Esta cantidad incluye lo gastado por Repsol en limpieza, contención del derrame y pago de indemnizaciones a los afectados. 

El reportaje audiovisual Derrame Negro, fondos verdes, que forma parte de esta investigación transfronteriza, aborda la paradoja que rodea el caso Repsol: mientras el derrame de petróleo en Perú sigue sin una rehabilitación aprobada, la petrolera española ha recibido hasta diciembre de 2024 más de 4.778 millones de euros del Plan de Recuperación de la Unión Europea, centrado en la transición ecológica y digital. 

El Gobierno hizo pública esta cifra en respuesta a una pregunta registrada por Ione Belarra, secretaria general de Podemos. 

En España, estas ayudas las gestiona el Ministerio para la Transición Ecológica a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Solicitamos, sin resultado, una entrevista a este organismo para abordarlos compromisos ambientales adquiridos por Repsol en terceros países al beneficiarse de estos fondos verdes, tanto dentro como fuera de la Unión Europea.

También tocamos las puertas de las direcciones generales de Justicia, Medioambiente y Energía de la Comisión Europea. Pero ni el Gobierno español ni la Comisión Europea respondieron a las preguntas planteadas para este reportaje. 

El caso Repsol es un ejemplo de un problema mayor: una empresa europea puede beneficiarse de fondos verdes, ser protagonista de un daño ambiental grave fuera de la Unión Europea y no rendir cuentas bajo estándares europeos. 

“A día de hoy, salvo que haya un impacto flagrante en el proyecto que se presente, no hay condicionalidad con la diligencia debida en terceros países para la obtención de fondos europeos”, explica Luis Rodríguez de Castro, profesor de Relaciones Internacionales en la Universidad CEU San Pablo. 

Debido a este vacío legal, la Unión Europea empezó a diseñar hace más de una década una norma inédita: la directiva de diligencia debida. En abril de 2023, la comisión de Justicia del Parlamento Europeo aprobó una directiva que obliga a las empresas europeas a identificar y prevenir daños ambientales y de derechos humanos en toda su cadena de valor, dentro y fuera de Europa.

Desde esta investigación para infoLibre y Epicentro TV se solicitó a la dirección general de Justicia de la Comisión Europea una entrevista sobre esta directiva, pero este organismo se amparó en que estaba en manos del Parlamento y el Consejo Europeo para no pronunciarse. 

Con la aprobación en diciembre de 2025 del Paquete Omnibus 1 en el Parlamento Europeo, la directiva fue debilitada.

“Con la nueva situación geopolítica, ha habido una presión de empresas europeas, que combinada con la presión de Estados Unidos, ha llevado a las instituciones comunitarias a replantearse la normativa de diligencia debida”, explica Fernando Carbajo, catedrático de Derecho Mercantil en la Universidad de Salamanca. 

La directiva de diligencia debida sólo se exigirá a empresas con más de 5.000 empleados y 1.500 millones de euros en facturación, y no empezará a aplicarse hasta 2029. Aun así, abre la puerta a que, en el futuro, empresas como Repsol puedan afrontar procesos de responsabilidad civil en España si no cumplen con la diligencia debida en materia de medioambiente. 

Mientras la Unión Europea debate durante años una norma para exigir responsabilidades a las empresas por los daños que causan fuera de sus fronteras, en Perú las consecuencias del derrame siguen sin resolverse.

Sin planes de rehabilitación aprobados, los pescadores encuentran pedazos de alquitrán en las playas que son cubiertos una y otra vez por la arena, formando capas de restos de crudo bajo la superficie. Para ellos, la remediación del mar es lenta. 

“Nosotros queremos saber cuánto tiempo van a estar nuestras playas contaminadas”, exige Luis Díaz, dirigente de los pescadores artesanales de Chancay. “Ni siquiera la limpieza se ha terminado al cien por cien y no sabemos cuándo se van a aprobar los planes de rehabilitación. Vivimos en la incertidumbre”.

Cuatro años después del derrame, Repsol parece querer dar el episodio por cerrado.

* Daniel Yovera (para Epicentro TV, Lima) y Beatriz Jiménez (para infoLibre) han llevado a cabo esta investigación con el apoyo de Journalismfund Europe

El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, aseguró este domingo que las petroleras estadounidenses Chevron y Shell, la española Repsol y la italiana ENI "elevarán de inmediato" su inversión en Venezuela tras su reunión con el presidente estadounidenses, Donald Trump, según ha recogido EFE.

"Tuvimos a Chevron, Shell, Repsol y ENI, cuatro de las mayores compañías de petróleo del mundo, diciendo: 'inmediatamente, empezaremos a elevar nuestras inversiones y a crecer nuestra producción'. Tengo un equipo de buscadores estadounidenses de petróleo que dicen que irán ahí esta semana", expresó a Fox News.

Las declaraciones de Wright se producen tras la reunión del viernes entre Trump y ejecutivos petroleros en la Casa Blanca, donde el mandatario aseveró que habrá una inversión de "al menos 100.000 millones de dólares de su propio capital, no del dinero del gobierno", para revitalizar la infraestructura de Venezuela.

Aunque el consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, le dijo a Trump que la empresa está preparada para "invertir con fuerza en Venezuela", en el encuentro destacó la intervención del director de Exxon, Darren Woods, quien opinó que el país suramericano "hoy es ininvertible".

Pero Wright aseveró que la opinión de Exxon es la "atípica", al afirmar que hay "al menos una docena" de compañías listas para volver a Venezuela tras la intervención militar estadounidense que derivó en la captura del presidente Nicolás Maduro hace una semana.

Esto, detalló, incluye "cinco grandes" empresas que ya "están ahí y que van rápidamente a incrementar su producción y, probablemente, entre otras seis y una docena" que están "listas para entrar". "Así que la velocidad en la que veremos la inversión y el cambio en la trayectoria de la producción de Venezuela es impresionante", sostuvo el secretario.

Analistas energéticos han mostrado escepticismo ante el plan de Trump para Venezuela, que tiene las mayores reservas del mundo, el equivalente a 364.000 millones de barriles o el 17 % del total, pero una producción que solo representa el 1 % global, según datos de Standard & Poor's (S&P).

Entre las reservas han enunciado la obsolescencia de la infraestructura venezolana y la incertidumbre política, pues como presidenta encargada de Venezuela está Delcy Rodríguez, quien fue vicepresidenta de Maduro y funcionaria del fallecido mandatario Hugo Chávez, quien expropió el petróleo.

En este contexto, Trump decretó una "emergencia nacional" este sábado para proteger en cuentas del Tesoro de Estados Unidos los ingresos por las ventas del petróleo de Venezuela, lo que evitaría que acreedores de la deuda externa venezolana reclamen los fondos.

Tras la expropiación petrolera, ha habido cerca de 60 arbitrajes desde el 2000 contra Venezuela por un valor estimado total de 30.000 millones de dólares, casi el 15 % de su deuda internacional, según datos del Center on Global Energy Policy (CGEP) de la Universidad de Columbia.

Repsol aspira a escalar masivamente su presencia en Venezuela tras la operación de cambio de régimen ejecutada por Estados Unidos. El consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, asistió este viernes en la Casa Blanca a una reunión organizada por Donald Trump para hablar con los grandes de la industria sobre cómo podrían repartirse el subsuelo de esta nación, y el directivo español anunció que su compañía podría triplicar su producción de crudo en dos o tres años "si usted nos lo permite, por supuesto", dijo directamente a Trump. Según añadió, Repsol extrae ahora 45.000 barriles diarios de crudo en Venezuela, de manera que podría llegar a 135.000 barriles con el apoyo de Estados Unidos.

Esto situaría a Venezuela como uno de los mejores pozos del mundo para Repsol, si no el mejor. En el tercer trimestre de 2025, la energética extrajo cada día 192.000 barriles de petróleo en todo el planeta, y Venezuela –con 45.000– supuso el 23% del total. De materializarse la nueva propuesta, la española alcanzaría una producción diaria de 290.000 barriles de aquí a tres años, y solo Venezuela aportaría casi el 50% de ese combustible.

Sin embargo, hará falta mucho dinero. El mensaje principal de Donald Trump fue que el país necesita una inversión de 100.000 millones de dólares para incrementar la producción de combustible y justificar así su intervención en la nación por la fuerza, pero ninguna de las compañías asistentes se comprometió a poner dinero por ahora.

La mesa estuvo monopolizada por empresas estadounidenses, en consonancia con la visión "América Primero" de Trump, aunque hubo hueco para la española Repsol, que dijo estar preparada "para invertir más" en Venezuela, donde lleva tres décadas. También fueron invitadas la italiana Eni y la británica Shell, pero Trump ha dejado claro que él coordinará la venta de crudo venezolano y el dinero que reporte la actividad se ingresará en cuentas del Gobierno de Estados Unidos antes de repartirse. Marco Rubio, secretario de Estado, añadió este viernes que incluso el dinero que se queden los venezolanos acabará en su país. "Todo lo que compren con el dinero del petroleo será hecho en Estados Unidos. Eso incluye el equipamiento petrolero, la comida o las medicinas".

Antes de la reunión a puerta cerrada, los empresarios agradecieron uno a uno el "trabajo" de Trump en Venezuela y aseguraron que quieren aterrizar en el país, pero varios de los más grandes no disimularon "los desafíos" que tiene dar ese paso y dejaron para más adelante el compromiso de gastarse miles de millones. La más sonada fue la intervención del director de Exxon, la mayor petrolera de Estados Unidos, que dijo que "Venezuela es hoy no invertible" por sus problemas legales y de seguridad.

Otras empresas sí se volcaron con el plan de la Casa Blanca y compartieron el entusiasmo de Trump, quien además desveló que ya tenía en mente desde mediados de 2025 algún tipo de maniobra política en esta nación. Dirigiéndose este viernes a un directivo de Chevron, la principal compañía estadounidense presente en Venezuela, afirmó: "Hace seis meses te dije que te quedases [en Venezuela], que te ibas a alegrar. Aunque no sabíamos que sería tan rapido". "Si no lo hubieramos hecho nosotros, lo habría hecho China o Rusia", añadió.

Repsol fue una de las empresas que más claro habló en esa reunión de aumentar su presencia en Venezuela, "invirtiendo fuertemente en el país". Sería el siguiente paso de la empresa petrolera más grande de España, que lleva tres décadas en Venezuela, con mejores y peores momentos. Allí descubrió la mayor bolsa de gas de Latinoamérica, se enfrentó a la nacionalización parcial de sus pozos y vio cómo Estados Unidos le retiraba de un día para otro el permiso para exportar el crudo.

Como reconoció Imaz, Venezuela es un lugar estratégico para Repsol, por lo que podría llegar a ser si explota todo su potencial. En el subsuelo de esa nación tiene el 15% de sus reservas globales de gas y crudo, valoradas en más de 13.000 millones de euros si consiguiese extraerlo todo, además de unos 300 millones de euros en activos. Sin embargo, lleva desde mayo sin sacar del país ni una gota de petróleo porque Estados Unidos le ha retirado la licencia, y en este momento parece ser que el gigante estadounidense Chevron es el único que tiene permiso para exportar.

Repsol llegó a Venezuela en 1993, durante el periodo conocido como la Apertura Petrolera, con el que la nación quería reimpulsar pozos abandonados en los años 80 por falta de tecnología, y desarrollar las famosas bolsas de crudo pesado –y caro de extraer– de la Faja del Orinoco, donde ahora se encuentra el 90% del petróleo del país. El aterrizaje de estas empresas occidentales llevó a Venezuela a producir 3,3 millones de barriles diarios en 1997, cerca del récord de 1970. 

En la siguiente década Repsol desarrolló seis proyectos de explotación que todavía hoy continúan –Quiriquire, Mene Grande, Barúa Motatán, La Ceiba, Tomoporo y Carabobo–, pero la situación cambió drásticamente cuando Hugo Chávez ganó las elecciones en 1998.  Aunque prometió respetar los contratos energéticos de los años de la Apertura, en 2006 obligó a todas las petroleras extranjeras a fusionarse con Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), la compañía nacionalizada en 1976, y formar empresas mixtas donde la mayoría del accionariado recayese sobre el Estado venezolano.

Once de las trece compañías extranjeras que trabajaban en el país aceptaron las condiciones, entre ellas Chevron (Estados Unidos), ENI (Italia), Repsol (España), BP (Reino Unido), Statoil (Noruega) y Total (Francia). Las gigantes estadounidenses ExxonMobil y ConocoPhillips rechazaron la oferta y fueron expropiadas por Chávez, y todavía hoy siguen reclamando decenas de miles de millones de dólares a Venezuela por aquella nacionalización.

De hecho, estas dos últimas estuvieron este viernes en la reunión de la Casa Blanca, y Trump aspira a que regresen a Venezuela para recuperar aquella deuda histórica. En realidad, Venezuela pagó a Exxon y a ConocoPhillips por la expropiación de sus instalaciones, pero una cantidad muy inferior a su valor real, y años después ha tenido que compensar una parte de la deuda tras perder diferentes laudos contra estas energéticas.

Este conflicto es precisamente una de las excusas que Trump ha utilizado para justificar la invasión del país y para tomar ahora el control de su petróleo. "Fue el mayor robo de la historia de Estados Unidos. Nadie nos ha robado nunca como ellos lo hicieron. Nos quitaron nuestro petróleo. Nos quitaron las infraestructuras, que ahora están podridas y deterioradas, y las compañías petroleras van a entrar y reconstruirlas", dijo el presidente de EEUU esta semana.

Las compañías que se quedaron a partir de 2006 tenían bajo sus pies la mayor reserva de crudo del mundo, a repartir entre unas pocas petroleras europeas y americanas, además de las rusas y asiáticas que llegaron en la etapa de Chávez. Paralelamente, PDVSA comenzó también una profunda reconstrucción interna con la salida de más de 20.000 empleados en 2002, lo que los críticos consideran una extrema politización de la compañía.

Uno de aquellos trabajadores que fue despedido de PDVSA, y que prefiere mantener su anonimato, sitúa en esos años el comienzo del ocaso del crudo venezolano. "PDVSA era considerada una de las mejores empresas estatales del mundo en los años 90, pero en 2002 comenzó la politización. Incluso personal con poca experiencia entró en la cúpula", afirma. En su caso, como otros empleados, tuvo que abandonar Venezuela tras el despido porque el Gobierno le prohibió además trabajar en compañías privadas de su país.

Como consecuencia de las fusiones forzadas de 2006, Repsol tuvo que entregar el 60% del yacimiento de Quiriquire a PDVSA –su pozo más importante en la actualidad– y el 60% de Mene Grande, además del 100% de Guárico Occidental y de Quiamare-La Ceiba. Aun así, Venezuela siguió siendo clave para la española porque en 2004 suponía alrededor de 100.000 barriles de crudo y gas al día, el 10% de su producción global.

Chávez también aprovechó las ganancias del crudo para aumentar los impuestos a las compañías y financiar con ellos el incremento de las ayudas sociales, al mismo tiempo que disparó el número de trabajadores de PDVSA para dar empleo a los afines. También es cierto que lo que hizo Venezuela no fue muy diferente de lo que ocurrió en otros países. Según un estudio del Baker Institute (Texas), en 2011 Venezuela se quedaba con el 70% de los ingresos del petróleo a través de los impuestos, mientras que Estados Unidos recibía el 65% o Canadá el 60%.

La corrupción de la compañía y los problemas políticos castigaron en los siguientes años las inversiones en los pozos y la producción de crudo cayó poco a poco hasta los 2,3 millones de barriles en 2010. Desde entonces la situación solo se ha agravado. Aunque empresas como Chevron, Repsol o Eni continúan allí, muchas otras terminaron abandonando, como BP (Reino Unido, en 2010), Petronas (Malasia, 2013), Lukoil (Rusia, 2014) o Petrobras (Brasil, 2016).

Repsol siguió expandiéndose en el país y en 2009, en colaboración con la italiana ENI, descubrió La Perla, la mayor reserva de gas de Latinoamérica, con 17 billones de pies cúbicos de gas, equivalentes a 18 veces la demanda anual de gas de España, o a 3.000 millones de barriles de crudo. Ese mismo año, Chávez se encontró con Antonio Brufau, presidente de Repsol, y el venezolano le dijo: "Brufau, ¿qué vamos a hacer con tanto gas?". Y este respondió: "Alguna utilidad le encontraremos", según publicó entonces El País.

El problema es que los recursos que las energéticas encuentran y explotan en Venezuela pertenecen al Estado –algo habitual en otros países– y el de Venezuela decidió vender el gas de La Perla y de otros campos a su pueblo a precios extremadamente bajos. Esto provocó que la nación acumulase enormes deudas millonarias con Repsol y Eni, que todavía hoy siguen vigentes.

Según las cuentas de Repsol, en junio de 2024 la petrolera tenía en este país una exposición patrimonial de 330 millones de euros, donde se incluyen la financiación otorgada a sus empresas filiales venezolanas, la inversión en Cardón IV (el campo de gas que explota el yacimiento de La Perla) y las deudas que tiene por cobrar con PDVSA. La cifra ha bajado drásticamente desde los 504 millones a cierre de 2024.

Esto es en realidad la punta del iceberg de lo que Repsol se juega en Venezuela. A cierre de 2023, la empresa declaró tener allí el equivalente a 256 millones de barriles equivalentes de petróleo (principalmente en forma de gas natural, y solo 31 millones en forma de crudo) en proyectos compartidos, el 16% de los 1.747 millones de bariles equivalentes que tiene en reservas de todo el mundo. A precio de mercado, este almacén por explotar en Venezuela equivale a algo más de 13.000 millones de euros, pero solo si consigue extraerlo. El gas será sin duda parte del futuro de la compañía en este país, aunque en este momento todo lo que extrae es para consumo interno de Venezuela. El consejero delegado de Repsol reveló también que ese gas, que se quema en centrales de ciclo combinado y que comparte con la italiana Eni, sirve para generar la mitad de la electricidad del país.

Las cinco grandes eléctricas de España crecieron como la espuma durante la crisis energética aprovechando la crisis de precios, pero el tiempo pasa y su dominio del mercado parece haberse consolidado. Es la conclusión de los datos publicados este lunes por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que calcula que la cuota de mercado de esas compañías ha subido cinco puntos en cinco años, hasta abarcar el 90% de los contratos de luz de los hogares. 

Iberdrola (33%), Endesa (32%), Naturgy (14%), Repsol (7%) y TotalEnergies (4%), son por orden las eléctricas con mayor tamaño del mercado de hogares, mientras que el grupo otros operadores del mercado, donde se aglutinan el resto de compañías, apenas concentraba a cierre de 2024 el 10% de los clientes. En diciembre de 2020, dos meses antes de que estallase la guerra de Ucrania, este último grupo dominaba el 15% del mercado.

Durante los meses más duros de la crisis energética, en primavera y verano de 2022, las principales eléctricas aprovecharon para engordar su lista de clientes de hogares con ofertas que no podían igual las pequeñas comercializadoras porque toda la cadena de valor, desde la generación hasta la distribución y la venta. Durante esos meses, decenas de pequeñas eléctricas tuvieron incluso que cerrar porque no podían funcionar en ese mercado extremo. Y aunque lo peor de la crisis energética se dieron por terminados a finales de 2023, la diversificación del mercado eléctrico no ha regresado.

De entre las grandes, Repsol y TotalEnergies son las comercializadoras de luz que más ha crecido en estos cinco años, y han comido parte del mercado a Iberdrola y Endesa, que en ese mismo periodo han perdido cada una dos puntos porcentuales del pastel. Por su parte, Naturgy permanece congelada en el 14% de cuota de mercado.

Mientras en el sector de los hogares se asientan las grandes eléctricas, estas han sufrido una fuerte caída en su dominio de la venta de luz a pymes e industrias, según la CNMC. En estos dos sectores, el grupo otros operadores del mercado es el que concentra el mayor número de clientes, superando a cualquier gran compañía. Ese pedazo del mercado está compuesto por compañías que tienen un 3% o menos de los clientes totales, de manera que en tanto el sector oficinas como industrial está bien segmentado en decenas de eléctricas.

Otra de las conclusiones del informe del regulador es que la tarifa regulada de la luz para hogares, la conocida como PVPC, ha perdido una gran popularidad estos años. Pese a que el precio de la luz ha subido respecto a los años anteriores a la pandemia, la sensación de bajada respecto al pico de 2022 ha provocado que muchas eléctricas hayan convencido a sus clientes de pasarse a una tarifa del mercado libre, generalmente más caras porque aplican recargos superiores.

En concreto, la tarifa regulada de la luz (o PVPC) perdió más de 1,6 millones de clientes entre diciembre de 2021 y diciembre de 2024, hasta quedarse en los 8,32 millones de puntos de suministro sobre un total de 28,47 millones que hay en España con una potencia inferior a 15 kW. En este caso, el descenso no está relacionado con la crisis energética, sino que la cifra ha menguado año a año desde su creación en 2013, pero sí que se ha agravado. 

“Durante el año 2023, se había observado una desaceleración en el ritmo de dicha migración hacia el mercado libre, en parte debido a la significativa reducción de los precios en el mercado mayorista, lo que hizo más atractiva la permanencia en la opción del PVPC. Sin embargo, en 2024 esta tendencia se revirtió, intensificándose nuevamente el trasvase de consumidores desde el PVPC hacia ofertas en mercado libre”, concluye el informe de la CNMC. En este momento, el 29% de los españoles tiene una tarifa PVPC, mientras que el 71% ha contratado una libre.

En cuanto al mercado del gas, la competencia es superior a la del mercado eléctrico, como subraya el regulador, aunque Naturgy es la líder indiscutible sobre todas las compañías. A cierre de 2024, la CNMC concluye que esta empresa controlaba el 40% de las ventas a domicilios, aunque ha caído respecto al 45% de cuota que tenía en 2019. La gran diferencia frente a la luz es que el segundo gran actor son los otros operadores del mercado, una prueba clara de que el mercado esta repartido, y ese grupo concentra el 17% de los clientes. Le siguen Endesa (17%), TotaEnergies (10%), Iberdrola (10%), Repsol y Eni.

El Gobierno confirmó este lunes que España tendrá que dejar de importar petróleo de Venezuela, el sexto mayor proveedor de crudo durante el año pasado. Estados Unidos revocó este domingo a Repsol su permiso especial para operar en ese país y la compañía será una de las más afectadas por el veto de Donald Trump, ya que es la tercera petrolera del mundo con mayor presencia en este país, tras la norteamericana Chevron y la india Reliance.

Repsol produjo el año pasado 67.000 barriles de crudo al día en Venezuela, mucho más que ninguna otra compañía europea, y para sustituir ese producto tendrá que buscarlo en nuevos proveedores a un coste superior. Según las cuentas de 2024, Repsol extrajo de media cada día 571.000 barriles de petróleo, por lo que el agujero de Venezuela asciende al 11,7% de la producción total de la empresa madrileña. Sobre el total de las importaciones de petróleo de España, Venezuela representó el 4,6% en 2024.

Los expertos sitúan a Repsol como la tercera petrolera más afectada por la reciente decisión de Trump. Por encima se sitúa Chevron, un gigante estadounidense que produce en Venezuela 230.000 barriles diarios de crudo, así como la compañía India's Reliance, que importa de este país 70.000 barriles al día, según los datos de la consultora energética Argus.

En todo caso, Repsol está mucho más expuesta que su rival india porque Reliance no extrae petróleo, solo lo compra, mientras que Repsol posee activos y cientos de empleados en suelo venezolano. Tan solo hay otra europea que extrajo petróleo de Venezuela el año pasado, la italiana Eni, aunque a un ritmo de 10.000 barriles diarios. La francesa Maurel & Prom en teoría también tenía hasta ahora permiso del gobierno estadounidense para operar en el país, pero las estadísticas muestran que no participó en este mercado en 2024.

En realidad, hay un actor mucho más grande en la ecuación, China, que importó el año pasado 248.000 barriles de crudo venezolano, principalmente a través de la compañía China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), pero como funciona al margen de las sanciones de Estados Unidos no se espera que cese su negocio.

Delcy Rodríguez, ministra de Hidrocarburos de Venezuela, animó este lunes a las compañías occidentales a ignorar las amenazas de Trump y dijo que está "en comunicación fluida" con estas empresas para que sigan trabajando en el país pues "no requieren licencia ni autorización de ningún Gobierno extranjero, dado que Venezuela no reconoce ni aplica jurisdicción extraterritorial alguna".

Por su parte, Josu Jon Imaz, consejero delegado de Repsol, intentó este lunes rebajar la presión en el encuentro Wake Up Spain, organizado por El Español, y afirmó que en este momento tiene "un diálogo abierto y fluido con la Administración estadounidense para seguir con el trabajo en este país". También intentó frenar caída de la empresa en Bolsa con el argumento de que el 85% de su negocio en Venezuela es la producción de gas natural para venta interna, y que el petróleo es un negocio secundario. Aunque la compañía llegó a caer casi un 3% en el Ibex 35, finalmente cerró el día en un -1,0% de cotización.

En caso de que las petroleras abandonen Venezuela, el mercado internacional de crudo sufriría un leve impacto, pues solo representa el 1% de producción global, aunque los analistas advierten que algunos sectores y empresas pueden recibir un golpe significativo. "Como Venezuela no es un actor destacado, el impacto podría ser de un encarecimiento de entre 2 y 3 dólares por barril", señala Homayoun Falakshahi, analista petrolero de la consultora Kpler. En este momento, el crudo estadounidense y el europeo cotizan a entre 70 y 75 dólares, y este lunes ambos se han encarecido con fuerza, hasta un 3,2% en el caso del Brent estadounidense.

Carla Bass, analista jefe de América Latina de la consultora Argus, añade que la escasez de crudo venezolano tendrá un efecto "focalizado" en las petroleras que utilicen crudo pesado, que es el que se extrae en este país, y tendrán que buscarlo en otros países como Brasil o México, "a un precio más elevado".

Las compañías petroleras occidentales que operan en Venezuela contaban con que en cualquier momento podría revocarse su permiso para explotar los pozos de gas y crudo. Fue Trump, durante su primera legislatura, quien impuso en 2019 unas fortísimas sanciones a Petróleos de Venezuela (PDVSA) tras el fracaso de la operación que trató de llevar a Juan Guaidó a la presidencia de Venezuela. El presidente republicano prohibió a las empresas de su país hacer negocios con PDVSA, sus filiales y el Banco Central de Venezuela, bloqueando de facto cualquier exportación de petróleo a Estados Unidos.

Bajo el liderazgo demócrata de Joe Biden se relajaron las sanciones en octubre de 2023 y el crudo volvió a fluir. A cambio, Nicolás Maduro se comprometió en los acuerdos de Barbados a garantizar unas elecciones libres en 2024, pero al acercarse la fecha de los comicios, el líder venezolano impidió a la opositora María Corina presentarse a las elecciones. La Administración estadounidense dio entonces un giro a su política petrolera y estableció que las compañías occidentales solo podrían trabajar en Venezuela mediante una serie de permisos individuales y temporales que tienen que renovarse regularmente y que concede la Oficina de Control de Activos Extranjeros (Ofac) del Tesoro de Estados Unidos, la conocida como Licencia 41, que recibió entre otras Repsol.

El regreso de Trump y la agresiva política exterior que mostró desde su primer día en el despacho oval ya anticipaba que las licencias excepcionales no iban a durar, especialmente con un encargado de la política exterior como Marco Rubio, el Secretario de Estado, de padres cubanos y abiertamente enemigo de Nicolás Maduro. En febrero ya se abrió la primera crisis entre los dos gobiernos después de que Trump intentase deportar inmigrantes venezolanos a su país de origen, medida que logró parcialmente, pero que se terminó paralizando por la oposición de Maduro.

Al igual que Repsol, las compañías internacionales que operan en Venezuela lo hacen para recuperar deudas históricas que contrajo el país latinoamericano con estas empresas a cambio de inversiones. En el caso de Repsol, abrió una línea de crédito en 2016 para reimpulsar la gasista y petrolera Petroquiriquire —en manos al 60% de PDVSA y al 40% de Repsol— a cambio de poder explotar los recursos energéticos del país.

De hecho, el año pasado, en vista de que el negocio en Venezuela volvía a despegar, Repsol se hizo cargo de dos nuevos pozos petrolíferos: Tomoporo y La Ceiba. También opera en los campos de crudo pesado del proyecto Carabobo 1 y en los pozos de las regiones de Monagas, Zulia y Trujillo, así como en dos proyectos gasistas. El petróleo lo exporta principalmente a España, aunque también se han registrado envíos a Estados Unidos, mientras que el gas natural es para consumo local de Venezuela.

Los precios de la energía se moderaron de manera drástica en 2024 tras los picos sin precedentes que dejaron 2022 y 2023, y aun así, las principales compañías del país cerraron su segundo mejor año del último lustro, solo superado por 2022. Iberdrola, Endesa, Naturgy, Repsol y Moeve (antigua Cepsa) ganaron 11.249 millones en 2024, un 5,4% más que el año anterior. Las eléctricas registraron una importante subida de los beneficios gracias al aumento de las ventas, mientras que la caída de los precios del gas y la menor rentabilidad del petróleo castigaron a las compañías de combustibles fósiles.

Iberdrola cerró su mejor año del histórico en 2024, mientras que Repsol y Moeve se despidieron de los años dorados (2022 y 2023) que dejó la crisis energética. El último lustro ha estado marcado por continuos vaivenes que han obligado a las compañías a diversificar su negocio hacia nuevos productos y países, y a elegir entre la electricidad y los combustibles renovables o su negocio tradicional. Echando la vista atrás, hacia los últimos cinco años, Iberdrola ha sido la mejor parada. Entre 2020 y 2024 ganó 22.250 millones, seguida de Repsol (8.350 millones), Endesa (8.209), Naturgy (6.420) y Moeve (350).

En lo que respecta al ejercicio de 2024, Iberdrola, la mayor eléctrica de España, cerró con un beneficio neto de 5.612 millones, superando su anterior récord de 2023, de 5.612 millones. Alcanzó este hito con la venta de centrales térmicas y porque logró vender la mayor cantidad de energía de su historia (238 TWh), y aumentó un 1,1% sus clientes en el mundo. En la península también incrementó un 8% su beneficio Ebitda gracias al incremento de la generación renovable y el menor uso de centrales de ciclo combinado de gas. Además, mejoró su negocio en Estados Unidos el de redes en Reino Unido y Brasil.

Endesa, la segunda eléctrica de España y la segunda gasista, también incrementó un 154% sus beneficios, de 951 millones en 2023 a 1.888 millones en 2024. El principal motivo es que hace dos años perdió un laudo contra Qatar Energy que obligó a la compañía a pagar más de 500 millones a la gasista. En su caso, Endesa perdió clientes (-2,9%) y ventas totales (-4,3%), pero se benefició de la caída de los precios del gas en el mercado internacional, que disminuyeron entre un 20% y un 30%, y de la mayor producción renovable, dos cambios que permitieron a la eléctrica aumentar los márgenes de beneficios en sus ventas.

Naturgy, la mayor gasista del país y la tercera eléctrica, ganó 1.901 millones en 2024, un 4,3% menos que en 2022. Según se lee en sus cuentas, la rebaja del precio del gas conllevó una caída de más del 30% en su negocio de gestión de la energía, que abarca la compraventa de gas y gas licuado, tras un 2023 especialmente bueno. También sufrió en su negocio de generación eléctrica (-10,5% de Ebitda) por el menor uso de los ciclos combinados en España por el auge de las renovables.

Por su parte, la primera petrolera de España, Repsol, se anotó el año pasado unas ganancias de 1.756 millones, un 45% por debajo del año anterior. Aunque los beneficios son grandes y estarán acompañados de dividendos récord, la cifra pone fin a dos años dorados de la compañía. Al igual que otras grandes petroleras, los márgenes del negocio de refino de Repsol, la principal fuente de ingresos de la compañía, cayeron el año pasado un 47%. La resaca de la pandemia se unió a la invasión de Ucrania, y las expectativas de un posible desabastecimiento de diesel y gasolina permitieron ampliar los márgenes de las compañías en 2022 y 2023. Pero el panorama internacional ha cambiado y cada vez hay más evidencias de en los próximos años sobrarán combustibles, lo que ha devuelto los márgenes a su estado natural.

Por último, las cuentas de Moeve, la segunda petrolera del país, muestran una mejoría tras ganar 92 millones en 2024, frente a las pérdidas de 233 millones del año anterior. La antigua Cepsa sufrió también una caída de su margen de refino del 30% respecto a 2023, pero durante el primer trimestre de 2024 el margen permaneció por encima incluso del año anterior (10,7 dólares por barril). A esto se sumó un incremento interanual de la fabricación de productos refinados del 2%. El Ebitda de la división de energía se disparó un 75% hasta los 1.453 millones de euros "gracias a un excepcional resultado de todas las divisiones", dice la compañía, y este hito permitió revertir las pérdidas del año anterior.

La energética española Repsol obtuvo un beneficio neto de 1.756 millones de euros en el ejercicio 2024, un 44,6% menos que el año anterior, ante los bajos precios del crudo en un contexto geopolítico complejo.

Según ha comunicado este jueves la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) recoge, el resultado ajustado, que mide específicamente el funcionamiento de los negocios, se situó en los 3.327 millones de euros, lo que supone una caída del 33,6 % respecto a un año antes.

Por otra parte, las inversiones netas en 2024 se situaron en 5.700 millones de euros.

El ex director corporativo de los servicios jurídicos de Repsol Enrique Hernández ha asegurado este martes en la Audiencia Nacional que el excomisario Villarejo pidió inicialmente 1,5 millones de euros —que luego quedaron en 165.000— por labores de investigación sobre Sacyr y su presidente, Luis del Rivero.

Hernández ha declarado este martes como testigo en el juicio contra el propio Villarejo y los exjefes de Seguridad de Repsol y CaixaBank por presuntas labores de espionaje contra Sacyr y Pemex tras haber alcanzado ambas compañías un pacto sindicado para intentar tomar el control de la petrolera española.

El declarante fue el autor del informe interno encargado por la petrolera para determinar la naturaleza de los trabajos realizados por Cenyt, informe realizado con la colaboración de la consultora KPMG tras publicarse que "un banco estaba siendo investigado por la contratación de una empresa vinculada al excomisario" que también figuraba como proveedor de Repsol, ha explicado.

En ningún momento Repsol encargó a Villarejo informes personales, sino únicamente datos corporativos, y si se eligió a Cenyt fue porque el responsable de Seguridad de la petrolera, Rafael Araujo, aseguró que se trataba "de la mejor agencia de investigación de España".

"Nunca" se contrató a Cenyt para investigar a una persona concreta, ha reiterado Hernández, sino para analizar "estrategias empresariales, es decir, inteligencia corporativa, que es información para detectar amenazas y riesgos para los intereses de la compañía".

De ahí que de ese presupuesto inicial de 1,5 millones anticipado por Villarejo, finalmente se abonaron 165.000 euros por los trabajos realizados, que según el informe de Hernández "se basaban sobre todo en contenido que eran públicos".

Uno de los objetivos de la contratación de Cenyt como proveedores era "evitar que trabajara para la otra parte, ha explicado Hernández, que nunca llegó a preguntar si Villarejo era o no era funcionario en ejercicio, o ya en excedencia.

El "valor añadido" que aportaba la empresa de Villarejo era que se podía dedicar en exclusiva al encargo, mientras que los departamentos de Repsol que hubieran podido realizar esa investigación tenían multitud de tareas que atender.

El Ministerio Público pide 40 años de cárcel para Villarejo; 32,5 para el que fuera su socio Rafael Redondo; 28 para Rafael Araujo; 21 para el que fuera su 'número dos', Rafael Girona, y otros 21 para el exdirector de Seguridad de CaixaBank, Miguel Ángel Fernández Rancaño.

Anticorrupción atribuye delitos de cohecho pasivo, cohecho activo, descubrimiento y revelación de secretos de particulares con difusión a terceros cometidos por funcionario público, descubrimiento y revelación de secretos de particulares y falsedad en documento mercantil.

La producción de crudo en Venezuela alcanzó en 2024 su máximo nivel desde 2018. El Gobierno de Joe Biden decidió suavizar su política de mano dura con el régimen de Nicolás Maduro en otoño de 2023 y desde entonces las petroleras internacionales, como la estadounidense Chevron o la española Repsol, han incrementado sus inversiones en el país y su extracción de combustibles. Sin embargo, la llegada de Donald Trump podría dar un giro a la situación a través de su futuro secretario de Estado, Marcos Rubio, que promete una posición mucho más dura con el chavismo.

Venezuela produjo de media el año pasado 856.000 barriles de petróleo, según los datos publicados por la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP), el cartel de países del Golfo donde también participa Venezuela. La extracción de crudo ha crecido más de un 50% en solo dos años, fruto de la relajación de las sanciones estadounidenses y una serie de permisos especiales que entregó la Oficina del Tesoro de Estados Unidos a una selección de empresas occidentales. Chevron fue la compañía más beneficiada por estos cambios, y pasó de estar vetada en el país a producir más del 20% del crudo que se extrae en Venezuela.

La española Repsol, la única petrolera de la península ibérica con permiso para operar en Venezuela, también ha ganado peso en el último año en este país. Según el Ministerio de Transición Ecológica, entre enero y noviembre de 2024 llegaron a España 2,8 millones de toneladas de crudo venezolano, la mayor cantidad desde 2015 y una de las mayores cifras del histórico, que se remonta hasta 1968. En abril del año pasado la empresa Petroquiriquire, participada por Repsol al 40%, recibió del Gobierno venezolano los pozos de Tomoporo y La Ceiba como pago por la deuda histórica que mantiene abierta Venezuela con la petrolera española. Repsol también opera en los campos de crudo pesado del proyecto Carabobo 1 y en los pozos de las regiones de Monagas, Zulia y Trujillo, así como en dos proyectos gasistas. Por otra parte, Repsol está en negociaciones con PDVSA, la petrolera estatal de Venezuela, para extender el plazo de la licencia de los campos operados a través de Petroquiriquire hasta 2046.

En concreto, según las cuentas de la petrolera española del primer semestre de 2024, Repsol tiene una exposición en Venezuela de 467 millones de euros, una cifra "que incluye fundamentalmente la financiación otorgada a sus empresas filiales venezolanas, la inversión en Cardón IV (una instalación gasista) y las cuentas por cobrar con PDVSA". Durante esos seis meses, la compañía extrajo al día 65.000 barriles de petróleo al día, incluyendo su negocio de gas, por lo que el peso de Repsol en el negocio petrolero de Venezuela no llegaría al 8% del total.

En este momento, Chevron y Repsol, así como otras petroleras occidentales como la francesa Maurel & Prom y la italiana Eni, dependen del permiso entregado por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) para desarrollar inversiones y proyectos de petróleo y gas en Venezuela, por lo que a partir de ahora será Donald Trump quien tendrá la llave para que estas compañías sigan trabajando allí.

Anna Ayuso, investigadora para América Latina del Barcelona Centre for International Affairs (CIDOB) opina que por ahora Trump será cauto a la hora de legislar sobre el sector petrolífero venezolano, debido a que la Chevron y otras empresas del sector se juegan mucho dinero en ese país. "Es verdad que el equipo que se encargará de la política exterior tendrá una línea muy dura, con personas que apoyaron las sanciones en el pasado, pero también es verdad que las petroleras tienen allí intereses muy grandes, de manera que Trump podría optar por una vía más pragmática. Quizás unas sanciones suaves que no cierren del todo el grifo".

Los medios estadounidenses tampoco prevén en sus quinielas cambios a corto plazo respecto a Venezuela. Las especulaciones acerca de las 100 primeras medidas que tomará el nuevo presidente giran en torno a la energía y la inmigración, pero en clave interna, con medidas que incentivarán la extracción de crudo y gas natural dentro de su país.

Ayuso apunta también que Trump tendrá muchos frentes abiertos en política petrolífera, y fijar una línea dura con todos ellos podría reducir la oferta de carburantes en occidente y encarecer la gasolina. "En la ecuación también está Rusia e Irán, y si Trump bloquea a los tres en el mercado internacional tendrá problemas para reducir la inflación", añade la analista. La experta de CIDOB también afirma que tiene más sentido utilizar una estrategia "del palo y la zanahoria", levantando la mano para que Venezuela exporte crudo, a cambio de que el régimen haga concesiones en materia de inmigración.

Este avance sería importante porque Venezuela paralizó hace un año los vuelos de regreso de inmigrantes venezolanos deportados desde Estados Unidos, una medida que implantó Maduro como represalia a una serie de sanciones económicas de Biden. Cada año llegan unos 250.000 venezolanos a la frontera americana, y estos vuelos son una de las políticas disuasorias más efectivas para reducir la inmigración. Según la prensa estadounidense, varios empresarios cercanos al partido Republicano han tratado en las últimas semanas de convencer a Trump de adoptar una política suave en materia petrolera con Venezuela para reducir las llegadas a la frontera Sur. Además, Estados Unidos también disfrutaría de asfalto y crudo baratos.

Precisamente fue durante la anterior legislatura de Trump, en 2019, cuando Estados Unidos impuso unas fortísimas sanciones a PDVSA tras el fracaso de la operación que trató de llevar a Juan Guaidó a la presidencia de Venezuela. El presidente republicano prohibió a las empresas de su país hacer negocios con PDVSA, sus filiales y el Banco Central de Venezuela, bloqueando de facto cualquier exportación de petróleo a Estados Unidos.

Las sanciones se llevaron a cabo con Mike Pompeo como secretario de Estado de la Administración, que no repetirá en el cargo, sino que en esta ocasión la política exterior estará a cargo de Marco Rubio, de padres cubanos y abiertamente enemigo de Nicolás Maduro. Mauricio Claver-Carone será el enviado especial del Gobierno estadounidense para América Latina, conocido por su mano dura con el comunismo cubano. “Durante los últimos cuatro años, el caos y la anarquía han envuelto nuestras fronteras. Es hora de restablecer el orden en nuestro propio hemisferio”, publicó Trump en diciembre a través de la red social Truth Social.

Esta es la pregunta que me hacía el otro día, tras largas jornadas de trabajo junto a un grupo de personas voluntarias de Greenpeace y tras el encuentro y diálogo con las personas que han visto sus vidas rotas por la catástrofe. Entre los desechos flotantes de la contaminada Albufera de València, los colegios y casas llenos de lodo, los pequeños comercios destrozados y los campos agrícolas arrasados, no dejaba de darle vueltas: quién debe ser responsable de pagar toda la ayuda económica necesaria para sostener y restaurar la vida, los servicios públicos, las actividades… Para una organización como Greenpeace, que basa su trabajo de lucha contra el cambio climático desde la ciencia, proponiendo soluciones para las mayorías y, especialmente, acompañando a quienes están sufriendo en primera línea frente a las crisis ecosociales, es fundamental responder a esta pregunta. 

En España, el cambio climático está provocando costes crecientes que se han incrementado en un 53% entre 2022 y 2023, cuando las personas agricultoras recibieron indemnizaciones en un contexto de sequía aguda por valor de 1.241 millones de euros. Recientemente el Banco de España ha señalado que la dana ha afectado al 2% del PIB estatal, lo que equivale aproximadamente a unos 30 mil millones de euros.

Hay una línea recta entre las emisiones generadas por la quema de combustibles fósiles y los daños económicos provocados en las regiones y comunidades más vulnerables al cambio climático. A nivel global 78 compañías son responsables del 72% de las emisiones históricas de gases de efecto invernadero. Además, en el caso de las petroleras, en vez de cambiar sus modelos de negocio, lo que están haciendo es acercarnos más aún al “fin de la humanidad” con inversiones masivas en el negocio fósil tradicional. Son auténticas “bombas climáticas” fuera de control. 

En España, las emisiones de los cuatro principales grupos energéticos suponen el 88% del total de emisiones del IBEX 35, con Repsol a la cabeza con un 62% del total. Varios estudios coinciden en asignar daños económicos a estas emisiones por valor de 170 euros la tonelada de CO2. Según los cálculos de Greenpeace, solo Repsol genera daños anuales por valor de aproximadamente 12.000 millones de euros. Por otro lado, las grandes energéticas están acumulando beneficios históricos —9.000 millones hasta el tercer trimestre de 2024—, a un nivel mayor incluso que en plena crisis energética de 2022 (17,3% más), debido fundamentalmente a su posición dominante en mercados mal diseñados. Y con los bolsillos llenos, se han lanzado a una carrera de reparto histórico de dividendos —8.253 millones en 2023, un 12% de incremento— y de recompra de acciones en favor de sus accionistas principales: el fondo de inversión BlackRock, el Banco Santander, Criteria Caixa, el Estado Noruego, el Estado Italiano, el Reino Qatarí o la República Popular China, entre otros. 

En el contexto actual de costes climáticos crecientes, dependencia geopolítica y deuda acumulada ("Banco Malo", la Covid, la crisis energética…), sin una mayor justicia fiscal, serán las clases trabajadoras y medias las que tendrán que soportar la creciente factura. En este sentido, el resultado del último paquete fiscal aprobado en noviembre deja mucho que desear y queda pendiente de completar una reforma fiscal justa y verde que normalice la capacidad recaudatoria del Estado conforme a la media europea y refuerce las bases de la transición ecológica. A pesar de extender el impuesto a la banca y reforzar la progresividad del IRPF, se seguirá subvencionando masivamente a quien especula con la vivienda, a las compañías aéreas y a los ultrarricos, que el año que viene irán de vacaciones al mediterráneo contaminando con sus jets, yates y lamborghinis como si ninguna dana hubiera sucedido. 

Se nos están acabando las oportunidades, pero esta semana los partidos tienen una nueva para estar a la altura de lo que ha ocurrido en el Mediterráneo y que las grandes compañías energéticas paguen por los beneficios y daños extraordinarios ocasionados por su actividad, principalmente basada en los combustibles fósiles. Es el momento para que el Gobierno y los grupos se retraten y muestren quiénes son los intereses que mandan verdaderamente en el Congreso de los Diputados: los de la ciudadanía o los de las compañías fósiles. Si eluden su responsabilidad, y prevalecen los chantajes de las energéticas, que vayan luego sus señorías a Letur, Aldaia, Alfafar, Algemesí, Alginet, Benetússer, Beniparrell, Catarroja, Massanassa, Paiporta y Utiel a explicarlo. Ahora más que nunca, es el momento de que los beneficios extraordinarios de los que contaminan vuelvan a la sociedad para compensar daños y reforzar la acción climática, además de lanzar una señal clara e imprescindible de responsabilidad y esperanza a la ciudadanía y a las generaciones futuras.

_____________________________

Eva Saldaña es la Directora Ejecutiva de Greenpeace España.

La energética española Repsol obtuvo un beneficio neto de 1.792 millones de euros hasta septiembre, cerca de un 36 % menos que en los nueve primeros meses del ejercicio anterior, ante los bajos precios del crudo y del gas y unos menores márgenes industriales.

Según ha comunicado este jueves la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado ajustado, que mide específicamente el funcionamiento de los negocios, alcanzó los 2.684 millones de euros, esto es, un 30% menos que los 3.816 millones de un año antes.

También evolucionó a la baja el resultado bruto de explotación o ebitda, que cayó un 22,6%, hasta los 5.565 millones de euros, mientras que el ebitda ajustado lo hizo un 18 %, hasta los 6.078 millones.

El resultado neto incluye un impuesto sobre beneficios con un tipo efectivo global del 34%. Hasta septiembre, la actividad de Repsol ha generado una contribución fiscal en España de más de 6.500 millones de euros, de un total global de 9.462 millones.

A nivel de retribución al accionista, Repsol ha anunciado además que abonará un dividendo de 0,475 euros brutos por acción el próximo enero. En el presente ejercicio, ha desembolsado 0,9 euros brutos por título en efectivo, lo que supone en torno a un 30% más respecto a 2023.

En total, la energética prevé alcanzar un rango de distribución a los accionistas de entre el 25 y el 35% del flujo de caja operativo del periodo del Plan Estratégico 2024-2027.

Los resultados se han visto impactados por los precios energéticos, que en el caso del crudo Brent —de referencia en Europa— experimentaron volatilidad en estos tres primeros trimestres, con una media de 82,8 dólares por barril.

Por el contrario, la cotización media del gas Henry Hub —de referencia en EEUU—disminuyó un 22%, hasta los 2,1 dólares por MBtu, y los precios de la electricidad en España fueron un 43 % inferiores a los del año pasado.

La mayor petrolera de España ha vuelto a amenazar esta semana al Gobierno con la paralización de sus inversiones pendientes en el país si Hacienda sigue adelante con su plan de hacer permanente el gravamen temporal que creó en 2021 para las energéticas y la banca. Josu Jon Imaz, consejero delegado de la compañía, ha lanzado un ultimátum al amenazar con llevarse fuera de España proyectos de hidrógeno verde y reciclaje por valor de 1.500 millones de euros que son claves para la descarbonización de la economía. Pero detrás de ellos también hay dinero público: 517 millones en ayudas.

El conteo, realizado por infoLibre con datos del IDAE y la Comisión Europea, equivale al 65% de lo que ha pagado Repsol en los últimos dos años por el gravamen extraordinario que ahora combate la petrolera. En concreto, la compañía de origen vasco pagó 443 millones en 2022 y 350 millones en 2023 por esta prestación patrimonial (no es un impuesto), siendo la energética que más ha abonado en España.

Los 517 millones que han sido preconcedidos a la empresa proceden del programa europeo Next Generation (el PRTR en España) y del Fondo Europeo de Innovación, y van destinados a 15 proyectos que la petrolera tiene planificados en España. Por un lado, hay 10 proyectos que corresponden al PRTR, el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, que suman 338,4 millones de euros en subvenciones, y donde la mayor parte del dinero va destinado a apoyar la construcción de dos electrolizadores en Bilbao y Cartagena, unos aparatos que generan hidrógeno libre emisiones para que la industria lo use de combustible. Los proyectos se detallan al final del artículo. Este dinero procede de la Comisión Europea y se pagan con impuestos de los ciudadanos de los 27 países, y está gestionado en España por el IDAE, dependiente del Ministerio de Transición Ecológica. La subvención está preconcedida y a la espera de que tanto Repsol como el resto de compañías la acepten.

Los otros cinco proyectos de la petrolera que tienen ayudas directas públicas están ligados al European Innovation Fund, un fondo financiado con los pagos de los derechos de emisiones, los permisos que pagan las industrias europeas por cada tonelada de CO₂ que emiten a la atmósfera. En esta línea, Repsol ya ha firmado con la Comisión la concesión de 178,7 millones de euros, principalmente para financiar la construcción de su complejo de Tarragona, donde pretende construir una planta de reciclaje moderna y un electrolizador.

A este dinero se podrían sumar otras decenas de millones que Repsol podría captar con cinco instalaciones que forman parte de la lista de proyectos de interés común (PCI) de la Comisión Europea, donde las subvenciones llegan hasta el 50% del coste de la obra. La petrolera española tiene en la lista definitiva del PCI cinco proyectos: una estación de bombeo en el embalse de Aguayo (Cantabria), los electrolizadores de Tarragona, Cartagena y Bilbao (que ya han recibido otras subvenciones) y una red de captura y almacenamiento de CO₂ para la industria del norte de España en colaboración con Francia.

Los tres electrolizadores y la Ecoplanta de reciclaje de Tarragona, los proyectos que más ayudas tienen concertadas (483 millones), son precisamente los que Repsol está utilizando como moneda de cambio para frenar la creación del nuevo impuesto a las energéticas. Como dos de estas plantas se ubican en Cataluña y son el futuro de uno de los mayores polos químicos del país, la petrolera ha convencido a Junts per Catalunya para que vote en contra del impuesto energético que prepara el Gobierno. También ha convencido al PNV para que se oponga porque el País Vasco es el destino de unos de los electrolizadores, y porque la petrolera tiene unos lazos históricos con el partido —Josu Jon Imaz estuvo al frente del PNV entre 2004 y 2008—.

De esta manera, el Gobierno ha tenido que recular y ampliar una semana el periodo de enmiendas a la norma para renegociar con estos partidos qué hacer con el impuesto. Desde el sector energético y la banca reclaman que en lugar de gravar los ingresos totales de las compañías, lo que se denomina una prestación patrimonial de naturaleza no tributaria, consista en un impuesto sobre los beneficios para evitar que empresas con pérdidas sigan pagando el tributo, aunque no está claro que este cambio sea suficiente para que la norma salga adelante en el Congreso. Este año el Gobierno ha ingresado 2.859 millones de euros a través de la prestación a energéticas y bancos.

El tributo sobre el que gira la discusión fue aprobado a finales de 2022 por recomendación de la Comisión Europea, como hicieron también los países del entorno. El objetivo era recoger parte de las ganancias extra de las energéticas por la subida de los precios del gas. Sin embargo, en España, a diferencia de otros países, se ideó como un gravamen sobre el 1,2% de las ventas de las compañías energéticas con más de 1.000 millones de facturación, mientras que en el resto del continente se planteó como un impuesto a los beneficios extraordinarios de las eléctricas, lo que enfadó enormemente al sector. También se creó un gravamen similar para la banca sobre el 4,8% de los ingresos por intereses y comisiones, fruto de la subida de tipos.

En este momento, solo España, República Checa, Hungría y Reino Unido mantienen este tributo a las energéticas, según el observatorio Tax Foundation. En Hungría termina en 2024, en República Checa en 2025 y en Reino Unido en 2030. Alemania lo retiró en agosto de 2023 y Francia e Italia el 1 de enero de 2024.

Diego Rodríguez, catedrático de Economía Aplicada y analista de Fedea, opina que el gravamen debería reconvertirse en un impuesto sobre los beneficios si se quiere hacer permanente. "Nosotros fuimos críticos desde el principio porque gravar los ingresos y no los beneficios. No digo que no paguen impuestos, pero esa figura es muy rara, y creo que deberían hacerlo mediante el impuesto de sociedades", opina el experto.

El Centro Europeo de Periodismo (ECJ) ha concedido este año uno de sus cinco premios de Periodismo Climático a la investigación que la red European Investigative Collaboration (EIC), a la que pertenece infoLibre, y Voxeurop llevaron a cabo sobre la estafa de los fondos supuestamente verdes que invierten en las empresas más contaminantes.

El proyecto, que ha sido elegido entre 197 candidaturas procedentes de 24 países europeos, ha sido galardonado en la categoría de lucha contra la desinformación climática. Y comparte honores con trabajos publicados por el alemán Süddeutsche Zeitung, la revista británica The Economist ,The Bureau of Investigative Journalism, The Financial Times y Disclose.

El premio fue entregado este jueves en la News Impact Summit: La Lucha contra la Desinformación Climática, que se celebró en Copenhague (Dinamarca).

El jurado ha destacado la investigación de EIC y Voxeurop como arma para “desenmascarar el greenwashing”, un engaño que practican grandes gestoras de activos como BlackRock y Vanguard, y bancos del tamaño de JPMorgan Chase y HSBC. Pero también las entidades financieras españolas: sólo las tres mayores, Santander, BBVA, La Caixa, invierten más de 1.000 millones de euros en las empresas más contaminantes del mundo. Según el jurado, la decena de investigaciones publicadas por los medio de EIC y el europeo Voxeurop “documentan las catastróficas deficiencias de la UE a la hora de garantizar que los fondos de inversión no acaban en proyectos que contribuyen a la destrucción del planeta”.

Entre los reportajes incluidos en la investigación se cuentan los 10.000 millones de euros que reciben Repsol e Inditex, dos de las firmas españolas que más CO2 emiten, de fondos de inversión supuestamente verdes. También los 21.000 millones que los franceses Crédit Agricole, BNP y Postal Bank invierten en empresas contaminantes.

En Noches de calor, el reportaje premiado de Süddeutsche Zeitung en la categoría de visualización de datos, hace un seguimiento de las temperaturas nocturnas en seis ciudades del mundo, y muestra cómo el calor afecta de forma desproporcionada a los barrios más pobres.

El ganador de la categoría de investigación ha sido una investigación de Voxeurop junto con la revista indonesia Tempo que destapa el blanqueamiento que Michelin y BNP Paribas han hecho en Europa de actividades contra el medio ambiente en Indonesia. La compañía francesa, asociada con la indonesia Barito Pacific, utilizó bonos verdes comercializados por BNP Paribas para financiar plantaciones de caucho en el país asiático. Una inversión supuestamente verde condujo, sin embargo, a la deforestación de amplias zonas.

The Economist y los estadounidenses .Coda son los ganadores en la categoría Historias y Soluciones con un reportaje sobre la lucha del Ártico sueco por el clima; en concreto sobre los esfuerzos de los sami por salvar su modo de vida frente a los intereses industriales modernos.

Finalmente, The Bureau of Investigative Journalism, en colaboración con The Financial Times y Disclose, han sido reconocidos con el premio a los Talentos Emergentes por desvelar que el Banco Santander contrató un bono petrolero de 1.000 millones de dólares para PetroPerú. Con él la compañía financió una refinería de petróleo vinculada al oleoducto Norperuano, que atraviesa un humedal amazónico protegido por el Convenio de Ramsar. El banco español no tuvo reparos en firmar la operación pese a que sus políticas de sostenibilidad le prohíben expresamente financiar proyectos que pongan en peligro los humedales protegidos por ese convenio internacional.

La fundación Centro Europeo de Periodismo (EJC por sus siglas en inglés) es una organización holandesa independiente sin ánimo de lucro con sede en Maastricht. Tanto los premios como la News Impact Summit han sido organizados en colaboración con la Google News Initiative.

La Unión Europea apenas cuenta con yacimientos de petróleo y gas, excepto los offshore del Mar del Norte y algunos en Rumanía; el holandés de Groninga, el mayor del continente, acaba de ser clausurado. Por ese motivo, se ha convertido en el mayor importador de gas natural del mundo: necesita comprar fuera el 83% del que utiliza. En 2023 trajo en barco un total de 120.000 millones de metros cúbicos de gas natural licuado; el resto, hasta los 400.000 millones que consumen los Veintisiete, le fue suministrado a través de gasoductos. El 21% de la electricidad y el 38% de la calefacción, tanto doméstica como industrial, se genera y funciona con gas.

Europeas son también algunas de las mayores petroleras y gasistas del mundo, cuyo negocio de extracción se extiende por África, Asia y América. Entre ellas se cuentan las españolas Repsol y Cepsa. La compañía presidida por Antonio Brufau es una de las 20 mayores compañías del sector. En 2022, además, encabezó el Íbex 35 en facturación –34.809 millones de euros–, espoleada por la guerra de Ucrania. La casi centenaria Cepsa, hoy propiedad de Mubadala Investment Company, el fondo soberano de Abu Dabi, y del fondo de inversión estadounidense The Carlyle Group, presume de ser la mayor petrolera europea que no cotiza en Bolsa.

Ambas compañías explotan yacimientos en Argelia, de donde procede el 5% del gas que compra Europa y el 42% del que adquiere España. Repsol posee también pozos en Libia y hasta 2021 los tuvo en Irak. En marzo de 2023 Cepsa vendió a la francesa TotalEnergies su negocio en Abu Dabi. Por lo que su negocio en la zona que comprende África del Norte y Oriente Próximo se limita ahora a sus cuatro yacimientos en el desierto argelino.

Es más, las dos españolas trabajan juntas, asociadas con la italiana ENI, la estadounidense Occidental Petroleum y la indonesia Pertamina, para extraer crudo en Ourhoud, el segundo mayor yacimiento de Argelia. Además, Repsol explota desde 2017 junto a la alemana Wintershall el yacimiento de gas Reggane Norte, así como los de Menzel Ledjmet Nord y El Merk junto con la indonesia Pertamina.

A su vez, Cepsa opera en solitario otros tres campos en medio del desierto: Rhoude El Khrouf, Bir El M’Sana y Timimoun II. En los yacimientos argelinos, las españolas comparten el negocio con la estatal Sonatrach, porque en el país norteafricano los hidrocarburos son propiedad del Estado, que licita y adjudica los contratos.

Sonatrach, un auténtico gigante del sector, figura como la undécima petrolera más grande del mundo y como la principal empresa de Argelia: de su actividad depende el 26% del PIB del país. También es la compañía que más gas ha quemado en sus yacimientos durante la última década. Una práctica que en inglés se llama flaring y que proporciona a los pozos de petróleo y gas esas características llamaradas constantes que adornan las antorchas en altura donde se produce la combustión. Se trata de un mecanismo utilizado como sistema de seguridad –aunque no únicamente por ese motivo– para aliviar la presión en las explotaciones. No sólo en los pozos donde se extraen tanto el crudo como el gas, también en las refinerías o en las plantas de regasificación, por ejemplo.

La quema en antorcha es muy contaminante. El gas natural –metano– debe salir del circuito, y puede hacerlo tal cual, directamente a la atmósfera, lo que se denomina venteo. Como se sabe, el metano es el principal gas de efecto invernadero: atrapa 84 veces más calor en la atmósfera que el dióxido de carbono (CO₂) durante 20 años. También puede quemarse, transformándolo en su mayor parte en CO₂. En ese caso se emite mucho menos metano, pero la combustión produce óxido nitroso, hollín, dióxido de azufre, compuestos orgánicos volátiles… todos ellos contaminantes perjudiciales para la salud humana –pueden provocar problemas respiratorios, cáncer y hasta partos prematuros–, la flora y la fauna.

De 2012 a 2022, Sonatrach quemó 97,26 billones de metros cúbicos de gas (bcm), lo que se tradujo en unas emisiones de 235 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente o CO₂e [el CO₂e es el resultado de multiplicar la masa de los gases de efecto invernadero por su potencial de calentamiento global, obteniendo así su valor equivalente en dióxido de carbono]. Así lo revela la investigación Burning Skies, conducida por la red de periodismo de investigación medioambiental EIF (Environmental Investigative Forum) junto con infoLibre y la red de medios European Investigative Collaborations (EIC), así como la plataforma de televisión libanesa Daraj Media, y los medios de investigación SourceMaterial (Reino Unido) y Oxpeckers Investigative Environmental Journalism (Sudáfrica). Utilizando datos geográficos y de satélite proporcionados por el Grupo de Observación de la Tierra del Payne Institute for Public Policy y la ONG medioambiental Skytruth, completados con una investigación en fuentes abiertas, Burning Skies ha vinculado miles de señales de combustión a más de 650 infraestructuras petrolíferas y de gas situadas en 18 países de África y Oriente Próximo. Así se han estimado las emisiones de 2012 a 2022, y atribuido a las empresas operadoras, por cada yacimiento petrolífero, planta de gas natural licuado (GNL) o refinería.

Esas cantidades convierten a Sonatrach en la primera empresa contaminante del norte de África y Oriente Próximo, incluso por delante de otros grandes como BP, ENI y Exxon. Daraj, socio de EIC en esta investigación, ha preguntado a Sonatrach por estas cifras, pero el gigante argelino no ha querido hacer ningún comentario.

A su vez, Argelia es el sexto país del mundo y el segundo país de la región donde más gas se quema en antorcha, con un total de 102,19 billones de metros cúbicos, que se convirtieron en 260,6 millones de toneladas de CO₂e en la última década. Representan el 20% de las emisiones de toda la región. En la zona sólo le gana Irak, con 158,63 bcm de gas quemado y unas emisiones de 400,4 millones de toneladas de CO₂e, de acuerdo con las estimaciones de Burning Skies.

Los números son aún más sangrantes si se tiene en cuenta que en Argelia la ley prohíbe la combustión rutinaria de gas en antorcha desde 2019, aunque ya en 2005 se habían aplicado restricciones, también al venteo. En teoría, sólo se puede quemar gas previa autorización, en determinados casos y con límites temporales. Desde 2019, además, se gravan con impuestos ambas prácticas: unos 90 dólares por cada 1.000 metros cúbicos quemados o venteados. La ley incluso prevé sanciones en caso de incumplimiento –750 dólares diarios–, pero no se sabe de que se haya impuesto nunca ninguna.

De esas cifras récord de gas quemado, una parte es responsabilidad de Repsol y Cepsa. En Argelia, las dos empresas españolas han emitido 2,7 millones de toneladas de CO₂e, tras arder 1,02 bcm de gas desde 2012 hasta 2022, según los análisis de EIC. En concreto, Repsol ha quemado 0,12 bcm, que se convirtieron en 0,3 millones de toneladas de CO₂e. Las cantidades de Cepsa son superiores: 0,94 bcm de gas combustionado y 2,4 millones de toneladas de CO₂e emitidas. Repsol comenzó a quemar en Ourhoud y Reggane Norte sólo en 2017.  Curiosamente, el año en que más gas quemaron ambas compañías fue el último, 2022: los yacimientos de Cepsa doblaron combustión y emisiones respecto al año anterior, mientras que los de Repsol las multiplicaron por 28. Para hacerse una idea del volumen de gas que se vierte a la atmósfera, desperdiciando el recurso y contaminando el entorno, bastan un par de comparaciones. Los 0,2 billones de metros cúbicos de gas que ambas compañías quemaron en 2022 en Argelia equivalen al consumo de luz y calefacción de las viviendas de toda la provincia de Bizkaia en un año, de acuerdo con los datos publicados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Según el Instituto Vasco de Estadística (Eustat), en Bizkaia hay 563.000 viviendas.

Si las comparaciones se aplican a las cifras de toda la década, el billón de metros cúbicos de gas que Cepsa y Repsol quemaron en Argelia habría sido suficiente para cubrir durante un año el consumo de luz y calefacción de 2,5 millones de hogares españoles, a razón de una media de 400 metros cúbicos por vivienda. Ese es el número de hogares de toda la Comunidad de Madrid, según el censo de 2021 del Instituto de Estadística madrileño.

Finalmente, si lo que se comparan son las emisiones contaminantes, los 2,7 millones de toneladas de CO₂e expulsadas por Cepsa y Repsol en la última década en Argelia equivalen a las producidas por la industria y la construcción de toda España en un solo año, 2022, según recoge el Instituto Nacional de Estadística (INE) en sus Cuentas Ambientales. Pero también se acercan a las emisiones conjuntas anuales de las ciudades de Alicante y Castellón, que suman más de medio millón de habitantes, según los respectivos inventarios municipales de emisiones de gases de efecto invernadero. Y superan la cantidad de CO₂ generada por Sevilla y Zaragoza, que rozan, cada una, los 700.000 habitantes.

En España, Cepsa y Repsol también queman gas en antorcha. En sus refinerías. La decena de las que funcionan en el país emitieron en 2022 un total de 9,6 millones de toneladas de CO₂e, un 6% más que el año anterior, tal y como recoge la última edición del Inventario de Gases de Efecto Invernadero del Ministerio de Transición Ecológica. El informe otorga a estas emisiones una “relevancia significativa”.

Del total expulsado por las refinerías, 3,9 millones son “emisiones fugitivas”, generadas en la extracción o procesamiento del petróleo y el gas y que no se aprovechan. Estas han crecido nada menos que un 203% desde 1990, debido a que las refinerías procesan cada vez más crudo. De esos 3,9 millones de toneladas de CO₂e, el 7%, 0,27 millones, procedió de la quema en antorcha, según el inventario de Transición Ecológica. Es decir, todas las refinerías de España emiten casi la misma cantidad de CO₂e que Repsol desde las antorchas de sus dos yacimientos de Argelia. Repsol es la propietaria de cuatro de ellas y una quinta –Tarragona– la comparte al 50% con Cepsa, que a su vez posee otras tres. BP tiene una más, en Castellón.

Ambas petroleras –también la estatal Sonatrach– están adheridas a la iniciativa del Banco Mundial Zero Routine Flaring by 2030, que tiene como objetivo suprimir la quema de gas en antorcha para ese año. Por tanto, informan de sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en los informes de gestión que publican cada año, y de la parte de éstas que atribuyen tanto a la combustión de gas como al venteo.

En el informe de 2023, Repsol reconoce unas emisiones de 0,7 millones de toneladas de CO₂e procedentes de las antorchas de sus explotaciones en todo el mundo, cuatro veces más de las que produce mediante venteo. También cifra en 0,38 millones de toneladas la cantidad de gas que quemó ese año. Da más detalles en sus respuestas al cuestionario del Carbon Disclosure Project (CDP), que mide el impacto ambiental de las mayores empresas del mundo y que la compañía cuelga en su página web. Dice que la combustión en antorcha representa el 4% de sus emisiones de alcance 1 –las que se producen directamente en la actividad normal de la empresa–. Y que el 43% de ellas procede de los yacimientos de petróleo y gas, 0,24 millones de toneladas; el resto, de las refinerías.

Pero no desglosa sus emisiones por regiones. Sin embargo, de acuerdo con las estimaciones de EIF y EIC, sólo en Argelia las antorchas de los yacimientos en los que participa Repsol emitieron en 2022 casi una tercera parte de las producidas en todos los campos y refinerías que tiene repartidos por el mundo, si ésa fuera la cifra real de sus emisiones.

En el caso de Cepsa, su último informe anual reconoce unas emisiones mundiales de 0,07 millones de toneladas de CO₂e en 2022, muy lejos de las 0,3 millones de toneladas sólo en Argelia que resultan de las estimaciones de EIF y EIC. En 2023, la cifra es aún menor: 0,04 millones. En sus repuestas al cuestionario de CPD, Cepsa asegura que su quema de antorcha no es “relevante”, por lo que carece de un “objetivo cuantitativo específico” para reducir esa práctica industrial. Aun así, cifra en un 2,2% –la mitad que Repsol– la cuota que el flaring tiene en su cómputo total de emisiones de alcance 1 –directas– y 2 –las indirectas, generadas por la energía suministrada a la compañía–. Cepsa reconoce que en 2023 han aumentado precisamente esas emisiones porque ha crecido la actividad de sus refinerías. En las españolas, sus emisiones de alcance 1 el año pasado sumaron más de tres millones de toneladas de CO₂e, a las que añade 733.097 toneladas de sus plantas petroquímicas de Palos de la Frontera (Huelva) y Puente Mayorga (Cádiz).

A diferencia de Repsol, Cepsa sí desglosa sus emisiones por territorios. En Argelia sólo reconoce unas emisiones globales de alcance 1 de 84.800 toneladas de CO₂e y de 25.861 toneladas de alcance 2. Un total de 110.661 toneladas de CO₂e que proceden tanto de las antorchas como de fugas.

Las estimaciones realizadas por EIF y EIC, por tanto, confirman que las cifras de emisiones que facilitan las petroleras están infraestimadas.

Así, la BBC publicó en septiembre de 2022 una investigación basada en datos del Banco Mundial, que utiliza satélites para monitorizar las emisiones de gases de efecto invernadero de los pozos petrolíferos y de gas. Según sus indagaciones, las empresas no habían declarado casi 20 millones de toneladas de CO₂e procedentes de la quema de gas en antorchas en 2021. Las mismas emisiones, destacaba la televisión británica, que producen 4,4 millones de vehículos en un año.

Otra investigación, realizada por Environmental Defense Fund (EDF), una organización estadounidense de defensa del medio ambiente, reveló en 2021 que las empresas emiten 3,5 veces más metano de lo que comunican a la Agencia de Protección Ambiental del Gobierno de EEUU (EPA). Al menos las que trabajan en la Cuenca Pérmica, “el mayor campo petrolífero del mundo”, 222.739 kilómetros cuadrados entre el oeste de Texas y el sureste de Nuevo México. Para llegar a esa conclusión, utilizaron satélites y helicópteros con cámaras de infrarrojos. Y descubrieron que el 11% de las antorchas funcionaba mal: el 5% estaban apagadas y el resto no quemaban correctamente el gas. Casi el 60% fallaba más de una vez a la semana.

Es más, aunque las petroleras declaran que las antorchas queman el 98% del metano con el que se las alimenta, la investigación de EDF desveló que, en realidad, no ardía más que el 91%. Y no es una diferencia pequeña: una reducción de sólo un punto porcentual en la eficiencia de las teas se traduce en un aumento del 50% de las emisiones resultantes, asegura el Banco Mundial.

“En otros países del mundo, las antorchas son aún más ineficientes, queman por debajo del 91% del gas”, advierte Daniel Zavala-Araiza, investigador de EDF y de la Universidad de Utrecht. La industria, explica, asume ese 98% de eliminación del metano, pero si, además, “las teas se apagan, el flujo de metano se mantiene y las empresas no informan de las incidencias, las emisiones reales son altísimas”.

infoLibre ha preguntado a Cepsa y Repsol por la discrepancia entre las cifras publicadas en sus informes anuales y los resultados de Burning Skies. Cepsa dice que no puede analizar los datos de la investigación de EIC, porque “desconoce” cuáles son sus fuentes –pese a que se le especificaron–. La empresa no ha respondido a las preguntas sobre cuestiones específicas que se le ha enviado y que se reproducen al final de esta información. Se limita a afirmar que cumple “con toda la normativa y regulaciones vigentes en los países que opera”. Y, en Argelia, en concreto, cumple con la ley relativa a actividades de hidrocarburos.

“Todas nuestras instalaciones cuentan con el preceptivo estudio de impacto ambiental conforme a los requerimientos legales exigidos por la normativa vigente de los respectivos países”, añade la petrolera. Cepsa sólo ofrece una explicación genérica de lo que eso significa: ”Identifica y caracteriza los valores naturales” de las zonas afectadas por la actividad de sus instalaciones, evalúa los potenciales impactos ambientales y establece “medidas preventivas y correctoras”.

Repsol, por su parte, sólo incluye en sus cálculos de emisiones los yacimientos en los que es operador, pero no aquéllos en los que tiene una participación accionarial. Ese “criterio operacional”, explica, “no es un cómputo de Repsol”, sino “una metodología reconocida por el GHG Protocol [elaborado por el Instituto de Recursos Mundiales y el Consejo Empresarial Mundial para el Desarrollo Sostenible] y ampliamente utilizada en el sector del petróleo y el gas”. De esta forma, excluye de su cómputo los yacimientos de Argelia –Reggane Norte, Menzel Ledjmet Nord, El Merk y Ourhoud– y Libia –El Sharara– en cuya propiedad participa junto con otras compañías públicas y privadas. Como aduce que su participación accionarial es minoritaria, Repsol argumenta que “es el operador el que tiene el control y, por tanto, el poder de decisión” sobre las medidas que deben tomarse para reducir la quema de gas en antorcha y las emisiones contaminantes. Eso sí, la petrolera declara su “compromiso” para “tratar de influir en las decisiones” de sus socios en los yacimientos donde no es el operador.

Sin embargo, en su página web Repsol publicita ampliamente su larga presencia en Argelia, un país que considera “estratégico”, así como los “proyectos de explotación” en los que “participa” la compañía: “La producción media de Repsol en Argelia en 2023 es de más de 60.000 barriles/día (el 2% de la producción neta global del grupo), de los que cerca del 60% es gas”.

De hecho, la petrolera española posee el 36% de Groupement Reggane Nord, el operador de Reggane Nord; el 35% de Ourhoud y el 32% de Akakus Oil Operations, operador del bloque NC-186 en El Sharara, en Libia, según aparece en su página web.

La extracción de petróleo y gas en el norte de África es sólo una pequeña parte del negocio tanto de Repsol y Cepsa. En la década que ha analizado EIC, la compañía de Brufau también ha explotado yacimientos en Estados Unidos, Reino Unido, Noruega –en el mar del Norte – Bolivia y Perú. En 2022 vendió los de Canadá y Ecuador, en 2021 los de Vietnam, Malasia e Irak. Según los datos de emisiones del Banco Mundial, donde más gas ha quemado Repsol en esa década ha sido en Malasia –1,7 bcm–, tal y como reconoce además en sus respuestas al cuestionario de CDP, seguido de sus pozos en aguas británicas del Mar del Norte –1,6 bcm–. Finalmente, entre 2012 y 2018, quemó 0,03 bcm de gas en Casablanca, la única plataforma petrolífera de España, situada en la costa de Tarragona.

Cepsa también tiene yacimientos en Malasia, donde quemó 0,8 bcm de gas en la década, además de Tailandia, según recoge la estadística del Banco Mundial. A partir de 2022 ha vendido explotaciones en Abu Dabi, Colombia y Perú.

Pese a las iniciativas internacionales y las promesas de los gobiernos y las compañías adheridos a ellas, la quema de gas en antorcha no se ha reducido de forma significativa en los últimos 10 años, tal y como reconoce IOGP (International Association of Oil & Gas Producers), la asociación que reúne a las principales petroleras del mundo. De hecho, en 2023 el flaring creció un 7% respecto al año anterior, alcanzando los 148 billones de metros cúbicos, de acuerdo con los cálculos del Banco Mundial publicados en su más reciente informe de seguimiento. Además, se trata del mayor volumen de los últimos cinco años. Lo que se traduce en unas emisiones contaminantes de 381 millones de toneladas de CO₂e. El Banco Mundial también admite que la reducción de la quema en antorcha “se ha estancado en la última década”.

Sin embargo, empresas como Repsol prometen reducir esta práctica contaminante –y antieconómica– en un 50% en 2025 respecto a 2018 y suprimirla por completo en 2030. La IOGP culpa a “la falta de infraestructuras, la distancia a los mercados, las limitaciones de la inversión de capital y la ausencia de un marco reglamentario eficaz y efectivo” del escaso brío con que las petroleras se dedican a acabar con las antorchas y a aprovechar el gas que ahora se despilfarra.

Por el contrario, la Agencia Internacional de la Energía (AIE), sostiene que el 40% de las emisiones de metano podría evitarse “sin ningún coste neto”, porque el coste de las medidas de reducción es inferior al valor de mercado del gas natural. En precios máximos, además, desde la invasión rusa de Ucrania. Según sus cálculos, harían falta 100.000 millones de dólares hasta 2030 para recortar las emisiones de metano, menos del 3% de los ingresos netos obtenidos por la industria del petróleo y el gas en 2022.

Porque la tecnología para acabar con la quema en antorcha existe, explican a infoLibre los expertos consultados. Aun así, la reutilización del gas que ahora arde en las teas “no es sencilla”, precisa José Antonio García Fernández, profesor de Ingeniería Química de la Escuela de Ingeniería de Bilbao. “El caudal que llega a la antorcha es variable, por lo que no resulta manejable, hace falta un caudal constante para su aprovechamiento energético, para producir electricidad o para su consumo”, explica. De forma que habría que cambiar los procesos para reducir las emisiones variables de gases combustibles. Tratándose de un mecanismo de seguridad, apunta, “si hay un problema en la planta, la única forma sencilla de solucionarlo es enviar el gas a la antorcha”.

No sólo es lo más fácil. Ocurre también que el gas asociado a la extracción de petróleo es un recurso que no interesa –sólo interesa el crudo– y se quema. Fue lo que desveló la investigación emprendida en 2022 por el equipo de Luis Guanter, catedrático de Física Aplicada en la Universitat Politècnica de València y experto en el uso de satélites para detectar y medir las emisiones de metano. Descubrieron que la estatal Pemex quemaba sistemáticamente el gas en una plataforma de la costa de Campeche, en el Golfo de México, a razón de 100 toneladas por hora.

La combustión rutinaria de gas quedó al descubierto gracias al apagón que sufrieron las antorchas de ese yacimiento durante 17 días en diciembre de 2021. Los satélites detectaron entonces las emisiones de metano que se liberaban directamente a la atmósfera desde las teas, inactivas quizá por una avería en las instalaciones. La cantidad de gas fue tal que, sólo en esos 17 días, se expulsó a la atmósfera el equivalente al 3% de las emisiones anuales de México.

En su informe anual, Repsol dice que está “buscando soluciones viables técnica y económicamente para minimizar la quema rutinaria de gas cuanto antes”. Pero en la encuesta de CDP explica que la reducción conseguida en el último año se debe, principalmente, a que ha vendido los yacimientos más intensivos en flaring, en Malasia y Ecuador. Es decir, ya no están en su inventario… pero siguen contaminando en el de la malaya Hibiscus Petroleum y la canadiense New Stratus Energy.

Este periódico ha preguntado a ambas petroleras por las medidas que están adoptando para reducir la quema de gas en antorcha. Repsol asegura que ya ha alcanzado, antes de la fecha prevista –2025–, la reducción prometida de flaring en un 50% respecto a 2018. Y, a fin de llegar al nivel cero de emisiones para 2030, dice que buscará “soluciones para medir de forma más precisa” las emisiones –con drones y avionetas– y separar las quemas rutinarias de las que no lo son. También para reutilizar el gas y generar calor o electricidad en el propio campo, reinyectarlo o darle una salida comercial. La petrolera no contestó a infoLibre qué porcentaje de sus quemas son rutinarias, pero según las estadísticas del Banco Mundial, éstas superan el 57%. Una cifra muy alejada del 1,7% declarado por BP o del 17,5% de TotalEnergies.

Pese a sus buenas intenciones sobre el papel, la petrolera española fue multada en diciembre de 2023 por la North Sea Transition Authority (NSTA) con la mayor sanción que el organismo había impuesto hasta ese momento, 160.000 libras –191.530 euros–, por quemar y ventear 73 toneladas de gas sin permiso en Fulmar, en el Mar del Norte.

Por lo que respecta a sus refinerías en España, Repsol dice haber instalado “uno o más compresores de recuperación de gas para reutilizarlo como combustible”. Y Cepsa menciona que tiene tres proyectos para “maximizar la recuperación de energía y minimizar la cantidad de gas que se quema”, pero no precisa más. También asegura que ha reducido 15.000 toneladas de CO₂ por refinería con las medidas que ha puesto en marcha.

En otros países, como en Congo, se está reconduciendo el gas asociado a la extracción del petróleo para alimentar centrales eléctricas, asegura la IOGP, mientras Petronas captura ahora el gas que antes ardía en sus campos offshore en Indonesia. En Argelia, el Banco Mundial elogia la reducción del 5% conseguida en 2023, la mayor de todos los países, y que atribuye a los proyectos de recuperación de gas puestos en marcha en el campo de Hassi Messaoud, el mayor del país, así como en otros de Tiguentourine, Ohanet y Tin-Fouye-Tabankart.  

El enfoque de Noruega es distinto. Desde los años 90 grava con impuestos a las empresas que operan en el mar del Norte y queman o ventean gas: 65,35 euros por tonelada de CO₂ quemada y 1,17 euros por metro cúbico venteado o emitido. Con semejante desincentivo económico, la quema en antorcha de gas de Noruega equivale ahora al 5% de las emisiones de gases de efecto invernadero en las plataformas del Mar del Norte, mientras que la del Reino Unido en la misma zona representa el 25%, según denuncia el Institute for Energy Economics and Financial Analysis. Cinco veces más, por tanto, pese a que los campos offshore británicos producen la mitad de barriles de petróleo que los noruegos.

En noviembre de 2023, el Consejo Europeo y el Parlamento Europeo acordaron un reglamento de emisiones de metano en el sector energético que prohíbe tanto la quema como el venteo rutinarios de gas desde el mismo momento en que entre en vigor. Pero no prohíbe las importaciones de gas o petróleo que se hayan producido superando determinados límites de emisiones. Sí que establece que, a partir de enero de 2027, sólo se puedan firmar contratos de suministro si el combustible fósil se ha extraído fuera de la UE cumpliendo los mismos requisitos de medición y control de emisiones impuestos a las empresas europeas.

El problema es que el reglamento no fija ningun límite de emisiones ni de intensidad de metano en la producción del gas y el petróleo. La Comisión lo hará más adelante y las empresas no tendrán que cumplirlo hasta 2030. Estados Unidos, en cambio, sí lo ha hecho ya, recuerda Daniel Zavala-Araiza, y ese límite, apunta, puede servir de referencia para la UE.

“Es insuficiente”, critica el reglamento Marina Gros, de Ecologistas en Acción. No sólo porque no fije un objetivo concreto de reducción de emisiones, añade, sino porque tampoco contempla una estrategia para el abandono de los combustibles fósiles. Es más, Gros advierte de que establece plazos demasiado dilatados: hasta 2026 no habrá una base de datos común sobre emisiones, hasta 2028 las empresas no estarán obligadas a informar de la intensidad de metano de su producción y hasta 2030 no tendrán que demostrar que cumplen con ese límite de emisiones.

Ecologistas en Acción también considera “débiles” las sanciones a las petroleras incumplidoras, que se dejan a la elección de los Estados miembros. Sólo se especifica que las multas deberán ser “efectivas, proporcionadas y disuasorias”. Y censura que el reglamento no amplíe a las importaciones las medidas que sí deben cumplir las empresas en la UE sobre la quema en antorcha y el venteno, así como sobre detección y reparación de fugas.

Zavala-Araiza, en cambio, defiende un “sano escepticismo” sobre la eficacia del reglamento. “Por primera vez habrá datos reales, recogidos de forma independiente, gracias a los satélites y no proporcionados por la industria, que permitirán poner metas claras de reducción de emisiones”, asegura el investigador. A su juicio, se trata de una “revolución de datos”, necesaria para abordar la emergencia climática.

El investigador de EDF elogia que la UE esté “demostrando liderazgo” y “mandando señales” a otros mercados, como el asiático, al utilizar su poder de compra como primer importador mundial: “Es un cambio de paradigma”.

Al tiempo, alaba los impuestos disuasorios aprobados por Estados Unidos y Noruega. “Supone un cambio de mentalidad: los productores [de petróleo y gas] ya no miden en metros cúbicos, sino en dólares o coronas”.

El coche eléctrico continúa sin despegar en España, y la red de cargadores suele ser uno de los protagonistas del debate. Un nuevo estudio sobre los enchufes para vehículos en España arroja datos sobre un sector poco conocido, y revela que el sistema de recarga está fuertemente concentrado en cinco empresas que controlan el 81,3% del mercado, pese a que hay más de 80 operadores trabajando en el país. Iberdrola es la empresa líder del mercado español y controla el 33% de estos puntos, con datos hasta junio de 2024, y es el principal proveedor en 37 de las 50 provincias. Junto a ella destacan Endesa (15%), Repsol (15%), Wenea (10%) y Etnic (9%).

May López, profesora de OBS Business School y autora del informe, señala que este oligopolio provoca que recargar el coche en un punto público, como una gasolinera o un centro comercial, sea más caro que en otros países, haciendo menos atractivo el vehículo eléctrico. En concreto, muestra que en enero de 2024 —el último dato disponible en el comparador de la Comisión Europea— el precio de la recarga en España era un 56% superior a Portugal en electrolineras, y también estaba por encima de Francia, Reino Unido o Grecia, entre otros tantos. "Estos precios no tienen sentido en un país con un coste energético menor por las energías renovables", opina López. La experta es también portavoz de la Plataforma de Empresas por la Movilidad Sostenible.

Cuatro de las cinco empresas que dominan el mercado español de recarga son energéticas, y su tamaño y conocimiento del sector les han permitido expandirse rápidamente, pero también es clave su dominio de la infraestructura necesaria para crecer, que no tiene la competencia. Iberdrola y Endesa son las dos mayores eléctricas y controlan la red de distribución de más la mitad del país, mientras que Repsol tiene la mayor red de gasolineras. Juntos tienen el 63% de los 30.352 puntos de recarga públicos de España que había a cierre de 2023.

Además de copar el mercado, la fórmula de fidelización que utilizan las compañías ayuda a concentrar a los clientes y evitar que se vayan a la competencia. La inmensa mayoría de los cargadores de las ciudades o carreteras están ligados a la aplicación móvil de la marca que los ha instalado, y pagar con una aplicación de la competencia tiene un recargo sobre el precio, lo que automáticamente las expulsa. También son muy comunes las promociones dentro de las apps para atraer a nuevos conductores o los modelos de suscripción, en los que se paga una cuota mensual a cambio de recargas más baratas para fidelizar al cliente.

La Directiva europea de Infraestructura de Combustibles Alternativos, aprobada en 2023, corrige esta situación, pero a largo plazo. Recoge que en los cargadores públicos instalados desde el pasado abril no se podrá obligar al cliente a "firmar un contrato con el operador" para pagar. O lo que es lo mismo, cualquier conductor podrá visitar puntualmente una instalación y recargar su vehículo pagando con la tarjeta de crédito sin necesidad de descargarse una app. Los puntos de recarga instalados previamente a esa fecha no tendrán que modernizarse hasta enero de 2027, y solo aquellos con una potencia superior a 50kW, los llamados cargadores rápidos. Esta medida no impedirá que las energéticas sigan dando promociones a través de sus aplicaciones, como hacen ahora las gasolineras, pero ayudará a abrir el sector. 

Otro de los problemas que provocan la concentración del mercado es el retraso de varios años que tienen muchos puntos de recarga en poder instalarse desde que piden el permiso. Por una parte, hay una lentitud burocrática y algunos ayuntamientos llegan a tardar hasta un año en dar los permisos de instalación. Por otra, el instalador debe comunicar a la compañía eléctrica distribuidora la potencia de los cargadores que quiere operar, y esta contestar si hay capacidad o no para conectarlos a la red. En este punto, May López acusa a las grandes eléctricas de alargar los plazos para entorpecer la entrada de competidores en el mercado. "Iberdrola tiene los tres papeles: produce energía, la comercializa y es la distribuidora que da la información a su competencia. Es curioso que una empresa que no tiene el espacio físico para poner cargadores, como sí tiene Repsol o Cepsa, sea la número uno", acusa.

Cristian Quílez, responsable de Políticas Públicas Climáticas en Ecodes, cree sin embargo que el dominio de Iberdrola viene dado porque fue una de las primeras en entrar, por su tamaño y su papel en el mercado. "Parece que la compañía no solo ha apostado por la infraestructura en puntos interurbanos sino también urbanos y, además, es una distribuidora, con lo que el camino le es quizás más sencillo", afirma. Quílez también señala que el tiempo medio para instalar un cargador es de entre 24 y 48 meses, aunque el retraso lo relaciona con la complejidad burocrática, no con las trabas que puedan poner las distribuidoras a su competencia.

El informe también aborda otra de las polémicas más comunes en el debate de los coches eléctricos: la espera para recargar el vehículo. La autora desmiente que haya por ahora una escasez de cargadores, como algunos defensores del motor de combustión difunden en internet. "La red pública que hay en España es suficiente para abastecer la recarga de turismos porque el dato de uso medio es del 6,3%, están prácticamente vacíos siempre y hay un problema de información con esto", incide.

Xavier Cugat, experto en energías renovables, es dueño de un coche eléctrico y afirma que está acostumbrado a hacer viajes de hasta 3.000 kilómetros por España, y confirma que en la gran mayoría de puntos de recarga "no hay nadie cuando llegas ni nadie cuando te vas". "Solo hay algunos puntos de mucho tránsito que en fechas muy concretas pueden generar algún atasco, pero yo creo que la gran mayoría de puntos incluso dan pérdidas".

Según el portal de precios de la Comisión Europea, recargar en España el Tesla Model Y, el eléctrico más vendido, cuesta unos 51€/1.000km, más que en otros países del entorno. Sin embargo, los dueños de eléctricos suelen recargarlo en su casa, donde el coste de la energía es menor frente a otros países por el despliegue de las renovables. De esta manera, el usuario tampoco sufre la concentración del mercado de cargadores, ya que paga en función de su tarifa contratada.

Por ejemplo, Francisco Valverde, ingeniero y divulgador de energía, tiene en su casa un sistema de autoconsumo con paneles solares, y este fin de semana pagó 2,10€/1.000km de recarga. También calcula que una vivienda sin autoconsumo —que paga la luz a precio PVPC- habría recargado su turismo a 9,70€/1.000km, una quinta parte de lo que cuesta de media en puntos públicos. Estos precios varían en función de la semana del año, ya que el viento y el sol abaratan la energía.

El conflicto político derivado de las elecciones de Venezuela ha embarrado el que prometía ser un año dorado para las exportaciones de crudo del país latinoamericano. En los primeros seis meses del año, España ha comprado la mayor cantidad de petróleo venezolano de los últimos nueve años, mientras que en agosto, el país liderado por Nicolás Maduro alcanzó su récord de exportaciones de combustible de los últimos cuatro años. El repunte supone una recuperación del sector que sostiene las exportaciones venezolanas, pero que no durará mucho, según los expertos, por la crisis internacional abierta tras las presidenciales de julio.

La llave que abre y cierra el mercado de crudo de PDVSA —la petrolera nacional venezolana— a Occidente la tiene Estados Unidos, y en octubre de 2023 decidió dar vía libre a la salida de gas y petróleo. A cambio, Nicolás Maduro se comprometió en los acuerdos de Barbados a garantizar unas elecciones libres en 2024. En los siguientes meses, tanto Europa como Estados Unidos multiplicaron la compra de productos energéticos a Venezuela, e incluso Repsol llegó a firmar en abril una inversión de más de 1.500 millones de euros en dos campos petrolíferos del país.

Esta apertura permitió a Repsol, la única empresa ibérica con permiso para comprar combustibles a PDVSA, disparar la compra de petróleo tras varios años de capa caída. Según Cores, el brazo del Ministerio de Transición Ecológica que controla el comercio de combustibles, entre enero y junio llegaron a España 1,36 millones de toneladas de crudo desde este país, 3,3 veces más que en el mismo periodo del año anterior. La cifra es también la más alta desde la primera mitad de 2015, cuando se importaron 1.656 toneladas. En todo caso, el país no se encuentra todavía entre el top exportadores a España: apenas representa el 4% de las entradas totales y está muy lejos de los grandes petroestados como Estados Unidos, Nigeria o México.

Pero la situación se dio la vuelta el pasado en primavera, y probablemente empeorará en los próximos meses. El Departamento de Estado de EE.UU. decidió a finales de abril no renovar la licencia de exportación de crudo venezolano porque Maduro impidió a la opositora María Corina presentarse a las elecciones, y sustituyó este amplio permiso comercial por una serie de permisos individuales que concede a empresas previamente establecidas en la nación, lo que mantiene a raya la exportación de petróleo.

Ignacio Urbasos, investigador de Energía del Real Instituto Elcano, explica que esta situación se ha visto todavía más agravada después de las elecciones de julio, rodeadas de acusaciones de fraude electoral. La Fundación Carter, uno de los principales observadores internacionales, declaró que los comicios no respetaron los principios democráticos, y el Gobierno de Joe Biden trata desde entonces de pactar la salida pacífica de Maduro del Gobierno. El experto de Elcano opina que el siguiente paso es que Estados Unidos endurezca las sanciones e impida por completo que multinacionales como Chevron puedan comerciar con Venezuela.

"Lo más probable es que el Tesoro estadounidense acabe con el sistema de las comfort letters [permisos individuales] por la situación del país y que ninguna compañía ligada al sistema financiero de Estados Unidos pueda comerciar con Venezuela. Si gana Trump este escenario se da por hecho, e incluso si gana Kamala Harris, es muy probable que también ocurra", resume Urbasos.

Aunque no se conoce qué empresas internacionales tienen este permiso temporal disponible, Repsol reconoció en sus cuentas de junio que ha recibido licencias para que "diferentes compañías del Grupo Repsol puedan continuar sus operaciones en Venezuela en un marco de seguridad y estabilidad". También han obtenido estos pases la francesa Maurel & Prom (Francia) y posiblemente también la italiana Eni, según Reuters. 

Anna Ayuso, analista de América Latina del Barcelona Centre for International Affaires (CIDOB), coincide con el analista de Elcano. "Las negociaciones de Barbados y la guerra de Ucrania ayudaron a retirar las sanciones, pero con lo que hemos visto tras las elecciones probablemente se recuperarán", opina la experta. Aunque también opina que Maduro está tensando la cuerda porque sabe que Estados Unidos no romper todos sus puentes con Venezuela en plena guerra comercial con China. "Maduro sabe que tiene margen de maniobra porque Biden no puede permitir que China se quede con el petróleo de Rusia y de Venezuela", sentencia.

El líder venezolano también es consciente de lo que se juega en estos meses, ya que las exportaciones del país dependen casi por completo de los combustibles, y en las últimas semanas reestructuró la cúpula de PDVSA ante las sanciones que podrían llegar de manera inminente. En agosto movió a Pedro Tellechea, presidente ejecutivo de PDVSA, a ministro de Industria, y nombró a la vicepresidenta Delcy Rodríguez como ministra de Petróleo.

En todo caso, la exposición de Repsol en Venezuela es pequeña en comparación con su volumen de negocio. Allí extrae 65.000 barriles de petróleo al día, el 11% de lo que produce la compañía en el mundo. Su relación histórica con la nación también está muy ligada a las deudas que contrajo el Gobierno venezolano con la petrolera española, ya que en los peores años de la economía venezolana Repsol continuó proporcionado gas a la nación que todavía está por pagar, y que ahora se compensa poco a poco con barriles de crudo. De hecho, las últimas inversiones acometidas en abril para adquirir dos nuevos campos petrolíferos se hizo a cambio de liquidar la deuda que PDVSA tenía con Petroquiriquire, de la que Repsol posee un 40%, según recoge la compañía en sus cuentas.

Un comerciante de crudo que prefiere no dar su nombre explica que este sistema de intercambio de productos es muy común en Venezuela. "Interesa que haya permisos puntuales de comercio de crudo porque hay muchas empresas americanas con negocios allí, y que viven de intercambiar productos a cambio de petróleo, especialmente cuando está caro; es un sistema de trueque", señala el profesional. También añade que es frecuente ver a estas compañías haciendo lobby en la embajada de Estados Unidos en Venezuela para obtener estos permisos de exportación de crudo.

Los datos facilitados por Cores muestran que la compra de petróleo venezolano por parte de España ha sido desde los años 90 una montaña rusa con subidas y bajadas ligadas a la situación política de la nación. Lo mismo ocurre con Estados Unidos, el mayor cliente del petróleo de Venezuela. Hasta la llegada al poder de Hugo Chávez en 1999, EE.UU. compraba más de 2.000.000 de barriles diarios a Venezuela, pero la cifra fue cayendo hasta los cero barriles en 2019, cuando Trump prohibió cualquier comercio con el régimen. Con la reapertura del comercio del Gobierno Biden, las importaciones estadounidenses han rebotado hasta los 220.000 barriles diarios. En Occidente también destacan Francia e Italia como compradores del crudo venezolano.

Cuando Estados Unidos cierra el grifo, aparecen otros socios que sustituyen a los países ricos. El principal es Cuba, que, según Ignacio Urbasos, intercambia petróleo a cambio de mano de obra cualificada como médicos o ingenieros formados en la isla. La clave de las sanciones norteamericanas es que paralizan a cualquier empresa que comercie con Maduro y que utilice el sistema de pagos estadounidense, el llamado SWFT, y ninguna compañía occidental se puede permitir operar fuera de este ecosistema. Por eso, el resto de socios en la sombra de Venezuela, enumera el experto, son una serie de refinerías aisladas en China y algunos comerciantes de petróleo de Oriente Medio que luego cambian la bandera a los barriles para introducirlos en el flujo legal.

En lo que respecta a los países ricos, importar crudo de Venezuela también es una operación que solo realizan un puñado de petroleras, como Chevron, Repsol, Eni o Shell. A la inestabilidad del país se suma que el crudo venezolano es muy denso y solo las refinerías más modernas pueden extraer de él cantidades suficientes de gasolina como para que sea rentable. En España, Repsol hizo grandes inversiones en sus refinerías a principios de la década pasada, lo que permite ahora amortizar este crudo, aunque también Estados Unidos, China e India tienen sus instalaciones adaptadas.

Las empresas del Íbex 35 batieron récord en 2023, por tercer año consecutivo, en pago de dividendos a sus accionistas. Les retribuyeron con 30.086,83 millones de euros, un 19% más que en 2022, según los datos recopilados por Bolsas y Mercados Españoles (BME), el operador de los mercados de valores y financieros de España en su último informe anual. En realidad, la cifra es superior, alcanza los 43.709 millones, si se tienen en cuenta las recompras de acciones, otra manera de retribuir al inversor. Es el segundo mejor registro de la historia del selectivo español, sólo superado por el de 2014. La racha de beneficios que disfrutan las grandes compañías desde el covid tiene su reflejo en el reparto de dividendos, de forma que la rentabilidad por dividendo de la Bolsa española –un 4,6%– supera, un año más, la de las bolsas británica –3,5%–, italiana –1,6%–, francesa –3%– y de Estados Unidos –1,6%–. Sólo la alemana, con un 4,9%, rinde más.

Cierto es que los beneficios de las 35 empresas del Íbex cayeron el año pasado en conjunto un 9,6% respecto al ejercicio anterior, pese a que sus ingresos crecieron un 5,6%. Pero su rendimiento en la Bolsa fue tan espléndido que el índice español se revalorizó un 22,76%. Sólo el Nasdaq, el Nikkei japonés y el FTSE MIB italiano lo hicieron mejor que el español en 2023. El descenso de las ganancias fue culpa de las pérdidas de Telefónica, Cellnex, Merlin Properties y Colonial. No obstante, fueron compensadas con holgura por los boyantes resultados de los cinco grandes bancos, que ganaron un 26% más que en 2022: los beneficios de Caixabank, Sabadell y Bankinter crecieron nada menos que un 54%, 55% y 51% respectivamente, mientras que Santander y BBVA ganaron más dinero que nunca –11.076 y 8.019 millones–.

Al mismo tiempo, Inditex disparaba los suyos un 30%, hasta los 5.381 millones. El de IAG sí que fue un despegue espectacular: tras la parálisis de vuelos forzada por la pandemia, multiplicó por seis sus ganancias. Con el mismo impulso, AENA aumentaba sus resultados un 80% y la tecnológica del turismo Amadeus un 58%. El repunte de los precios del gas por la guerra de Ucrania también permitió a Naturgy mejorar sus ganancias un 20%. El crecimiento porcentual de Iberdrola fue un poco menor, un 10,7%, pero le bastó para firmar el mayor beneficio de su historia, 4.803 millones de euros. Ferrovial estrenó su nueva sede en Países Bajos también con cifras récord: ganó 460 millones de euros, un 148% más que en 2022.

En este clima de éxito, también ha crecido la recaudación del impuesto de sociedades, que grava los beneficios. Según la Agencia Tributaria, un 9%, hasta los 35.060 millones de euros, consecuencia de un aumento de los beneficios empresariales del 10%, un máximo histórico. Como se ve, la cantidad repartida en dividendos por el Íbex 35 –esos 30.086,83 millones de récord– casi alcanza los ingresos del impuesto sobre los beneficios de todo el tejido empresarial español.

Sin embargo, las empresas del Íbex 35 pagaron en 2023 al fisco en concepto de impuesto de sociedades 6.468 millones de euros, 66 millones menos que el ejercicio anterior, de acuerdo con los datos del informe sobre Contribución Tributaria Total del Íbex 35 que publica la consultora PricewaterhouseCoopers (PwC). A esa cifra habría que añadir los 1.029 millones del gravamen temporal que han tenido que abonar las empresas del sector energético y los 1.109 millones del gravamen temporal a la banca.

infoLibre ha comparado los dividendos repartidos por las 25 empresas de mayor capitalización con los impuestos que han abonado por sus beneficios, basándose en la información que sobre ambos parámetros publican en sus informes anuales. El resultado: han gastado 6.500 millones de euros más en retribuir a los accionistas que en pagar a Hacienda. Un 32% más. Los dividendos alcanzaron los 26.842,23 millones de euros; el impuesto de sociedades se quedó en 20.322,48 millones. La factura fiscal sólo creció para ellos un 5,7%, 1.106,85 millones más. Es decir, la mejora de los dividendos quintuplica la del impuesto.

Algunos ejemplos. Inditex distribuyó 4.800 millones de euros entre sus accionistas con cargo a los beneficios de 2023, más que triplicando los 1.475 millones de euros que han pagado en el impuesto de sociedades. Aunque esta última cifra se refiere a los impuestos que el grupo de Amancio Ortega ha abonado en todas las jurisdicciones donde opera. Según recoge en su informe país por país, Inditex pagó a la Hacienda española 334 millones de euros.

Endesa también triplica con sus 1.058,75 millones en dividendos los 347 millones que pagó en el impuesto de sociedades en 2023. El hecho de que el año pasado redujera sus beneficios un 60,34% no impidió que siguiera remunerando de forma generosa a sus accionistas: recortó un casi un 37% los dividendos, casi la mitad de lo que cayeron sus resultados.

La semipública Enagás recortó igualmente su beneficio, un 20% en 2023, y consecuentemente el impuesto de sociedades, pero aumentó la cantidad destinada a dividendos, un 1,17%, hasta los 455,36 millones de euros, lo que multiplica casi por seis los 78,08 millones que pagó a Hacienda.

Merlin Properties sólo pagó 8,5 millones de euros en concepto de impuesto de sociedades en 2023. Es una socimi –sociedad anónima cotizada de inversión inmobiliaria–, que cuenta con un régimen fiscal especial: disfruta de un tipo general de gravamen del 0% en el impuesto de sociedades, pero se le aplica un gravamen especial del 15% sobre los beneficios no distribuidos y del 19% sobre los distribuidos, sujetos a determinadas condiciones. Pero también está obligada a repartir dividendos todos los años. Así, distribuyó 207 millones entre sus accionistas el año pasado, 24 veces lo que pagó a Hacienda. Y ello pese a que registró unas pérdidas de 83,5 millones de euros.

Los dividendos pagados por ACS, la constructora de Florentino Pérez, en 2032 ascendieron a 532,46 millones de euros, más del doble que el ejercicio precedente y casi tres veces lo que pagó en el impuesto de sociedades, 199 millones.

Iberdrola –3.532,8 millones–, Amadeus –558,62 millones– y las públicas Aena –1.149 millones– y Redeia –541 millones– también más que duplicaron en el reparto de dividendos los impuestos por los beneficios.

En 2023, Telefónica aumentó un 41,2% su remuneración a los accionistas respecto al ejercicio precedente, pese a haber pasado de ganar 2.011 millones a perder 892 millones de un año a otro. El dividendo distribuido alcanzó los 1.698 millones, duplicando los 899 millones que pagó en concepto de sociedades.

Naturgy es otro de los miembros del Íbex que superó los 1.000 millones en dividendos el año pasado. Sus 1.454 millones de euros también duplicaron el impuesto de sociedades abonado. Por lo que a Ferrovial se refiere, su último año con sede social en España lo cerró recortando su retribución al accionista en un 56,7%, hasta dejarlo en 250 millones de euros, pese a haber disparado sus beneficios nada menos que un 147% respecto a 2022.

De entre las 25 grandes, también las hay que retribuyeron menos a los accionistas de lo que pagaron a Hacienda: BBVA y Banco Sabadell, Cellnex, Acciona Energía, Indra y Sacyr. El banco que preside Carlos Torres distribuyó 3.169,8 millones de euros en dividendos y pagó más, 4.003 millones, por el impuesto de sociedades. Cellnex abonó tres veces más por sus beneficios de lo que repartó a sus accionistas –40,3 millones–. El Sabadell subió hasta los 326,4 millones en dividendos y Acciona Energía hasta los 158 millones. Indra sólo pagó 44,1 millones de euros, la mitad de los que ingresó en Hacienda, y Sacyr 106,7 millones, cuatro veces menos de lo que abonó en el impuesto de sociedades.

Pero la entidad que más dinero repartió entre sus accionistas fue el Banco Santander, 5.538 millones de euros, un 23% más de lo que pagó por sus beneficios en 2023 y un 44% más que el dividendo de 2022.

Además, merece destacarse el caso de IAG, el grupo propietario de Iberia y la única de las 25 grandes que no distribuyó dividendos en 2023. Lleva sin hacerlo desde 2020, cuando el covid dejó en tierra sus aviones y entró en pérdidas –6.923 millones de euros–. Volvió a números negros en 2022 y el año pasado sextuplicó sus beneficios hasta los 2.655 millones. Pero tampoco recuperará el dividendo este ejercicio, un asunto que ni llegó a tratarse en la junta general de accionistas que celebró el grupo la última semana de junio.

Las mayores compañías también han sido más generosas a la hora de remunerar a sus consejeros que a sus empleados. A tenor de las cifras que ellas mismas proporcionan en los informes anuales enviados a la CNMV, las 25 empresas con mayor capitalización pagaron a sus consejeros un 17,8% más en 2023, mientras que la retribución media de sus plantillas mejoró sólo un 5,2%. Las que más aumentaron su gasto en remunerar a su consejo de administración fueron Indra y Cellnex. En el primer caso, la nómina de su cúpula se multiplicó por siete debido a los 15,5 millones de euros que cobró su exconsejero delegado Ignacio Mataix y que incluyeron una indemnización de 2,64 millones por su salida de la empresa en mayo de 2023 y otros 1,98 millones en concepto de pacto de no competencia. Otro consejero ejecutivo, Luis Abril, también septuplicó sus emolumentos, hasta llegar a los 5,9 millones de euros. La retribución media de la plantilla –34.408 euros anuales– creció un 5,8% el año pasado.

En el operador de telecomunicaciones Cellnex, el alza de los pagos a sus consejeros fue del 90% en 2023, mientras que la nómina media de los empleados –84.000 euros anuales– creció un 21,7%.

Entre los 25 grandes, sólo bajaron tanto la retribución total de su consejo como la media de su plantilla Redeia y Repsol. También recortaron a sus máximos ejecutivos Naturgy y Telefónica. Y a sus empleados, Merlin Properties, Acciona Energía y BBVA. La entidad que más gastó el año pasado en remunerar a sus consejeros es el Santander, 28,56 millones de euros, seguido de Indra, con 24,88 millones. Por detrás, Iberdrola –23,96 millones– y ACS –23,09 millones–. La que menos, AENA, que como empresa pública tiene topados por ley los sueldos de sus máximos ejecutivos.

Con los empleados, la empresa con la retribución media más elevada es Merlin Properties, 101.000 euros anuales, seguida de Iberdrola, con 88.000. Las nóminas medias más cortas son las que cobran de media las plantillas de Indra –34.408 euros– e Inditex –36.000–.