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.

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 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”.

Empresas petroleras, gasísticas y mineras financian generosamente a algunas de las principales universidades europeas. Ese dinero fluye con especial intensidad hacia centros de educación superior en el Reino Unido, pero España no es una excepción. Repsol e Iberdrola son las compañías que más dinero inyectan en universidades españolas. Entre ambas aportan casi la mitad de la financiación universitaria procedente de los sectores energético y minero.

Investigate Europe, red internacional de medios a la que pertenece infoLibre, solicitó a diez universidades públicas españolas punteras en el ámbito de la investigación medioambiental datos sobre el dinero que recibieron entre 2017 y 2022 de empresas petroleras, gasísticas y mineras. La petición se realizó a través de los portales de transparencia respectivos y se solicitó información sobre todo tipo de apoyo financiero, desde patrocinios y becas a ayudas para la investigación o la creación de cátedras. La única universidad que no aportó los datos fue la Politécnica de Madrid.

Este trabajo periodístico en España forma parte de un proyecto más amplio puesto en marcha por openDemocracy e Investigate Europe, cuyo objetivo fue recabar información en nueves países europeos. Este periódico publica esta investigación en exclusiva en España (puedes leer aquí el artículo principal).

Las nueve universidades aceptaron en total 5,20 millones de euros procedentes del sector energético (4,88) y minero (0,32).

Los dos centros que más dinero recibieron en el periodo analizado fueron la Complutense y la Carlos III, ambas de Madrid. La primera percibió 2,08 millones y la segunda ingresó 1,24. Entre ambas se embolsaron seis de cada diez euros.

Repsol es la compañía que más fondos aportó a la Complutense: 525.634 euros. Ese dinero se ha destinado al pago de gastos corrientes de centros de asistencia a la investigación (CAI), a financiar una beca de contrato predoctoral, a pagar matrículas para la realización de un máster o al presupuesto ordinario de departamentos. La Complutense también recibió dinero de Repsol al amparo del artículo 83 de la Ley Orgánica de Universidades (LOU), que regula los contratos con entidades públicas y privadas.

El segundo financiador más importante de la Complutense, dentro del sector energético, es la también petrolera Cepsa, que puso 502.000 euros. La inmensa mayoría fue para contratos firmados de acuerdo con el artículo 83 de la Ley Orgánica de Universidades (LOU). Uno de los más importantes analizó la “diágenesis y evolución del llenado de petróleo” en el campo de Sateh Al Razboot (SARB), situado en Abu Dabi, capital de los Emiratos Árabes Unidos. El 63% del capital de Cepsa está controlado precisamente por el Gobierno de dicho país, a través del fondo soberano Mubadala Investment Company, mientras que el 37% restante está en manos del fondo estadounidense Carlyle Group.

Tras las petroleras Repsol y Cepsa se sitúa, entre los financiadores de la Complutense, la eléctrica Iberdrola, con 467.412 euros. Buena parte de esos fondos se abonaron para la realización de “actividades de formación e investigación en el ámbito de la promoción de la electricidad”. En 2018, Iberdrola abonó 44.818 euros por un estudio sobre “la compatibilidad con el derecho de la UE del borrador del real decreto por el que se regula el procedimiento de cierre de las instalaciones de generación eléctrica”.

La energética Naturgy aportó 356.694 euros, destinados en su mayoría al desarrollo de un proyecto de “nuevos sensores sobre fibra óptica para la monitorización in situ de parámetros de calidad química de biogás”.

En el caso de la Universidad Carlos III, la principal fuente de financiación fue Iberdrola, que entre 2017 y 2022 firmó contratos por importe de 656.571 euros. Casi un tercio de los fondos se destinan a Energy for future, un programa de becas postdoctorales de investigación en el que participan 15 universidades europeas y americanas. Entre ellas hay ocho españolas, incluida la Politécnica de Madrid, que rechazó aportar información sobre su financiación por parte de empresas energéticas y mineras.

Red Eléctrica de España, operador del sistema eléctrico y empresa donde el Estado mantiene una participación del 20% del capital, es la segunda compañía que más dinero aportó a la Carlos III: 347.000 euros. La partida más voluminosa fue para un contrato marco de colaboración entre ambas entidades, al que se destinaron 140.000 euros.

En tercer lugar figura Repsol, con 206.672 euros, destinados casi en su totalidad a un proyecto firmado al amparo del acuerdo marco de prestación de servicios de I+D.

Tras la Complutense y la Carlos III, figura otra universidad madrileña en el listado de centros que más dinero recibieron de energéticas y mineras, la Autónoma, con 698.431 euros. De las nueve universidades analizadas, es la que tiene una financiación con origen más diversificado. La mayor aportación a la Autónoma procedió de Enusa, empresa estatal que se encarga del abastecimiento de combustible para las centrales nucleares. Enusa puso 164.300 euros en el marco de un convenio de colaboración para la “formación en estadística avanzada, analítica de datos y algoritmos de inteligencia artificial”.

Otras empresas del sector energético que financiaron actividades en la Autónoma de Madrid fueron la petrolera brasileña Petrobras (67.495 euros), Iberdrola (52.500) y Repsol (47.540).

Cantidades más modestas fueron para las universidades catalanas. La Universitat de Barcelona (UB) recibió 474.935 euros, de los que el 96% tuvieron como pagador a Repsol. En este centro se produjo la principal victoria hasta el momento de los activistas que rechazan la financiación universitaria por parte de este tipo de empresas privadas. Entre 2019 y 2022, la UB destinó 105.000 euros a la Cátedra Repsol de Transición Energética, pero este año decidió no renovarla. El colectivo juvenil End Fossil Barcelona, que entre otras acciones de protesta ocupó el edificio histórico de la UB para denunciar la presencia de bancos y empresas fósiles en los centros educativos, aseguró que la decisión se produjo porque ningún profesor quiso sustituir al director de la cátedra, Mariano Marzo. Este compatibilizó los cuatro años su actividad docente con un puesto en el consejo de administración de la propia Repsol, por el que en 2022 cobró 340.000 euros. En los tres años anteriores se embolsó cifras ligeramente inferiores. Repsol atribuyó la cancelación a “un proceso de reconfiguración global de todas las cátedras” que impulsa, según indicó la Universitat de Barcelona.

La Universitat Politècnica de Catalunya aceptó 222.274 euros, procedentes en su mayoría de Endesa (120.000) y de Naturgy (60.000). El dinero de la primera se destinó, entre otras actividades, a sufragar la Cátedra Endesa de Innovación Energética. Los fondos de la segunda se destinaron al Premio Duran Farell de Investigación Tecnológica.

Por su parte, la Universitat Autònoma de Barcelona recibió 36.000 euros de Naturgy, destinados al pago de “los recursos, humanos y materiales, necesarios para cumplir los objetivos del informe de la comunicación de Catalunya”.

Las otras tres universidades cuyos datos recabó Investigate Europe también percibieron cantidades modestas. La Universidad de Granada recibió 75.000 euros, de los que 45.000 procedían de un proyecto compartido entre Ence Energía, Ibox y Q Energy y los otros 30.000 de un convenio con Iberdrola. En ambos casos el dinero era para la creación de una cátedra de investigación arqueológica.

La Univesitat Politècnica de València aceptó 38.840 euros, de ellos 30.000 pagados por la petrolera BP para la creación de una cátedra de Innovación Energética.

Por último, a la Univesitat de València llegaron 19.999 euros procedentes de Iberdrola, destinados a un acto conmemorativo relacionado con el Jardín Botánico del centro y a un proyecto de investigación sobre el “riesgo de electrocución de especies amenazadas”.

En comparación con las empresas energéticas, las mineras inyectan mucho menos dinero en las universidades. Algo lógico si se tiene en cuenta que hay petroleras, gasísticas y eléctricas españolas que son multinacionales y tienen importantes cifras de facturación, mientras que las grandes compañías mineras son menos y de tamaño más reducido.

En total, las empresas mineras invirtieron 320.168 euros en las universidades que respondieron a las preguntas de Investigate Europe. Hay que advertir de que la única que no respondió, la Politécnica de Madrid, es probablemente la universidad española que tiene mayores vínculos con el sector de la minería. De forma que esa cifra podría incrementarse si se conociesen sus datos.

De los nueve centros educativos consultados, cinco no recibieron dinero de empresas mineras entre 2017 y 2022. La que más fondos se llevó fue la Politècnica de Catalunya, a la que Iberpotash entregó 183.000 euros para la Cátedra ICL en Minería Sostenible. Iberpotash es la filial española de la multinacional israelí ICL, dedicada a la producción de fertilizantes. Un accidente en una mina de esta empresa en Súria (Barcelona) provocó el pasado mes de marzo el fallecimiento de tres geólogos.

En segundo lugar figura la Universidad Autónoma de Madrid, que ingresó 121.110 euros. La mayor partida la puso Minersa (78.800 euros), grupo productor de minerales industriales y productos para la construcción. El principal accionista de Minersa es la compañía luxemburguesa Lombard International Assurance, controlada por la estadounidense Blackstone, una de las principales gestoras de fondos del mundo.

El listado se completa con la Complutense madrileña, que aceptó 13.386 euros de Rio Tinto, una de las principales multinacionales mineras del mundo, y la Universitat de Barcelona, que percibió 2.671 euros de la española Consentino.

Si el análisis se hace desde el punto de vista de las empresas, y no de las universidades, la primera conclusión es que entre Repsol e Iberdrola aportan prácticamente la mitad del dinero. La petrolera inyectó 1.238.233 euros y la eléctrica 1.234.523. La suma equivale al 47,5% de los 5,2 millones entregados por energéticas y mineras.

A una distancia considerable se sitúa otra petrolera, Cepsa, con 502.000 euros; la gasística Naturgy, con 472.699 euros, y Red Eléctrica de España, con 359.000.

En el sexto puesto aparece la primera minera aparece en el sexto puesto, Iberpotash, con una aportación de 183.000 euros.

Sólo hay otras tres empresas que aportaron más de cien mil euros: Enagas (177.851 euros), Enusa (164.300) y Endesa (120.715).

Otras 27 empresas energética y siete mineras completan el listado hasta llegar a los 5,20 millones de euros de financiación de las universidades por parte de algunas de las empresas más contaminantes de España.

Las grandes energéticas españolas se unirán en los próximos días a sus competidoras internacionales en la publicación de los beneficios históricos que les reportó en 2022 la guerra en Ucrania. Si los más de 210.000 millones de euros que han conseguido las siete grandes de Estados Unidos, Reino Unido y Francia han superado todas las expectativas, las ganancias de los tres gigantes del petróleo y el gas en España, Repsol, Cepsa y Naturgy, prometen consolidar las cifras récord cosechadas hasta septiembre. En los nueve primeros meses de 2022, el trío sumó 5.265 millones de euros, un 64% más de lo que ganó en el mismo periodo del año anterior. Pero sus volúmenes de negocio han crecido aún más, rozando un alza del 78%. Los elevados precios del crudo y del gas, junto con unos márgenes de refino disparados, han obrado maravillas en sus cuentas de resultados.

De forma que, mientras estudian si recurren el impuesto del 1,2% que el Gobierno va a aplicar a sus ingresos, las petroleras también van a repartir generosos dividendos a sus accionistas. ¿Quiénes son los que se van a beneficiar del extraordinario desempeño de estas compañías?

Fondos de inversión, bancos y fondos soberanos extranjeros copan la propiedad de Repsol, Naturgy y Cepsa. Lejos quedan los tiempos en que La Caixa (tanto en Repsol como en Naturgy), Sacyr (Repsol), ACS (Unión Fenosa) o el Banco Central (Cepsa) eran los dueños de los grandes del petróleo español. O los días en que el Estado controlaba Repsol, privatizada de forma progresiva entre 1989 y 1997. Las mayores compañías de un sector clave se encuentran en manos de inversores financieros foráneos.

En Repsol no hay ningún accionista de control. El principal es el fondo de inversión Blackrock, el mayor del mundo, propietario además de buena parte del Íbex 35, incluidas participaciones en el Santander, BBVA, Caixabank, Banco Sabadell, ACS… En la petrolera presidida por Antonio Brufau el fondo estadounidense entró en 2009 y en estos momentos posee un 5,47% del capital. El segundo accionista es Norges Bank, que administra el fondo soberano de Noruega, uno de los más grandes del planeta, con un 3,25%. El fondo de inversión francés Amundi –cuya matriz es el banco Credit Agricole—tiene el 1,85%. Este mismo enero el banco estadounidense JP Morgan vendió el 1,59% que le quedaba en la petrolera, donde entró en junio de 2014 y en la que llegó a tener un 6,85% en marzo de 2020. En 2011 Caixabank era aún el dueño del 12,97% de la petrolera, que abandonó en 2019. También se fue Sacyr, el pasado mes de junio, tras vender el 2,9% que poseía en la compañía. Había llegado a tener el 20% en 2006. En 2021 el Santander contaba con un 3,8% de Repsol. Otro banco, Goldman Sachs, se hizo con hasta un 5,6% el año pasado a través de derivados financieros. Y Temasek, propiedad del Gobierno de Singapur, se hizo con un 2,43% en 2018.

Las acciones de Cepsa, por el contrario, se las reparten dos únicos actores: el fondo soberano de Abu Dabi, Mubadala, con un 61,36%, y el fondo de inversiones estadounidense Carlyle, con el 38,4% restante. Los emiratíes llegaron a Cepsa en 1988, a través de International Petroleum Investment Company (IPIC), también propiedad de la familia real, y fueron aumentando su presencia en la española comprando sus participaciones a Santander, Unión Fenosa y la petrolera francesa Total, que en 2011 dejó de ser el principal accionista. Ese año IPIC se hizo con el 100% de Cepsa. Desde 2017, y tras su fusión con Mubadala Development Company, el vehículo de inversión de Abu Dabi pasó a llamarse Mubadala Investment Company. Y, tras fracasar su intento para salir a Bolsa en 2018, los emiratíes le vendieron a Carlyle un 37% de la petrolera.

En Naturgy, Criteria Caixa, el hólding de inversiones industriales de Caixabank, aún mantiene una participación mayoritaria, del 26,7%. Le acompaña, con un 20,7% Rioja Acquisition Sàrl, una firma de inversión de Luxemburgo tras la que se encuentra el fondo británico CVC Partners y la familia March. CVC ha firmado un polémico acuerdo de financiación con LaLiga, al tiempo que cuenta con participaciones en otras empresas punteras españolas como Cortefiel y Deoleo o los geriátricos Vitalia. Un 20,6% de Naturgy tiene también Global Infrastructures Partners (GIP), un fondo estadounidense especializado en invertir en infraestructuras. Aunque tiene su sede en Nueva York, la inversión en Naturgy la gestiona a través de una sociedad registrada en Luxemburgo, GIP III Canary 1, Sàrl.

Además, un 14% es propiedad de Global InfraCo O (2) Sàrl, otra sociedad luxemburguesa tras la que figura el fondo australiano IFM, gestor de los ahorros de 120 millones de pensionistas en todo el mundo. En octubre de 2021 IFM fue el protagonista de una OPA fallida, con la que pretendía adquirir el 22,69% de las acciones de Naturgy, pero no pudo conseguir más que el 10,83%. A día de hoy ha ampliado su participación hasta el 13,9%.

Completa el accionariado de la compañía de Francisco Reynés Sonatrach, la empresa estatal de petróleo de Argelia, con un 4,1%.

La OPA de IFM vino precedida de seis meses de enfrentamiento con la dirección de Naturgy y con su principal accionista, Criteria. El nuevo socio había anunciado su intención de proponer la supresión del dividendo con el fin de impulsar las inversiones. Tanto los responsables de la empresa como el brazo inversor de Caixabank se opusieron. Adujeron que de ellos depende la financiación de los numerosos proyectos desarrolllados por la obra social de la Fundación La Caixa. En 2021, Naturgy repartió 1.707 millones de euros entre sus accionistas, y fueron más, 1.802 millones, los que distribuyó en 2020, el año de la pandemia. Hasta septiembre de 2022, el dividendo pagado alcanza los 769 millones de euros. Es decir, más de la mitad de esas cantidades, el 55,2% para ser precisos, se los han embolsado tres fondos extranjeros a través de firmas luxemburguesas: 942,26 millones en 2021 y 424,48 millones sólo hasta septiembre de 2022.

Los dividendos repartidos por Repsol en 2021 ascendieron a 1.326 millones de euros. En 2022, hasta septiembre, los accionistas recibieron 986 millones, un 66,2% más que en los mismos nueve meses de 2021. Este año, además, se les remunerará con 0,70 euros la acción, un aumento del 11%, y se ejecutará un plan de recompra de acciones de 36 millones de euros tras llevar a cabo una reducción de capital de 50 millones de acciones, lo que aumenta aún más la retribución a los accionistas.

Cepsa también fue generosa con sus dividendos. En 2021 repartió 523 millones entre Mubadala y Carlyle, un 166,8% más que en 2020, y hasta septiembre de 2022 pagó 250 millones más que en el mismo periodo del año anterior.

La petrolera francesa TotalEnergies anunció este miércoles los mayores beneficios de su historia, 19.147 millones de euros. Ha ganado un 28% más que el año anterior y lo celebrará aumentando el dividendo que pagará a sus accionistas y con un programa de recompra de títulos por importe de 2.000 millones de euros en el primer trimestre. La francesa sólo ha sido la penúltima –aún falta la italiana ENI por publicar sus resultados– de las grandes petroleras mundiales en comunicar unos beneficios que escapan a todas las métricas. La anglo-holandesa Royal Dutch Shell tuvo el año anterior su mejor resultado desde que se creó la compañía, en 1907, tras aumentar sus ganancias un 110% respecto a 2021: 38.795 millones de euros. Las de la estadounidense Chevron crecieron aún más, un 126,9%, hasta los 32.666 millones. Exxon también duplicó sus números y llegó a los 51.437 millones de euros. La británica BP se ha apuntado 25.696 millones, un 116% más que en 2021. La noruega Equinor disparó sus beneficios nada menos que un 235,7%, por lo que sumó 26.772 millones. Y la tejana ConocoPhillips ganó 17.420 millones de euros, la mejor cifra desde 2012.

En total, los beneficios de estos siete gigantes del petróleo sumaron 226.340 millones de dólares, unos 211.096 millones de euros, en 2022. Para hacerse una idea de la magnitud de la cifra basta con señalar que equivale al Producto Interior Bruto (PIB) de los 54 países más pobres del planeta. Según los registros que publica el Banco Mundial, las economías de esas 54 naciones valían en 2021 un total de 212.067 millones de euros. Entre ellas se encuentran Somalia, Bután, Sierra Leona, Kosovo, Mauritania, Chad o Guinea Ecuatorial.

Otra comparación puede ser de ayuda: sus ganancias se acercan al presupuesto de la Seguridad Social española para este ejercicio: 224.690 millones de euros. De hecho, servirían para pagar todas las pensiones del año, 190.000 millones, y aún sobraría.

Y una tercera: las siete mayores petroleras han ganado tanto como produjeron las economías de Portugal –214.771 millones de euros– o Nueva Zelanda –208.676 millones– en 2021.

La guerra de Ucrania, que ha provocado una crisis energética sin parangón desde las del petróleo en los años 70, explican el maná que ha llenado las cuentas de las petroleras. No sólo el barril de crudo ha vuelto a superar los 100 dólares, una cota que no había tocado desde 2014, sino que también se han disparado los márgenes del refino hasta niveles de récord, como resultado de una caída de la capacidad de la industria, la primera en más de 30 años, que ha coincidido con el rebote de la demanda tras la pandemia y el descenso de las exportaciones desde Rusia y China. Ese es el análisis que hace la Agencia Internacional de la Energía en su informe de perspectivas de 2022.

Una buena muestra de que el diagnóstico acierta se extrae del hecho de que los beneficios históricos de Exxon superaran con creces el año pasado su récord de 2008, 45.200 millones de dólares, pese a que entonces el petróleo cotizaba a 142 dólares por barril, un 30% por encima del precio medio de 2022. Su directora financiera, Kathryn Mikells, atribuyó los excelentes resultados de Exxon a “una combinación de mercados fuertes, fuerte rendimiento, fuerte producción, y un buen control de costes”.

Pero la escalada de la energía, además de enriquecer a las petroleras, está empobreciendo a millones de ciudadanos en todo el mundo. La Agencia Internacional de la Energía constata la “enorme transferencia de riqueza desde los consumidores a los productores” que han ocasionado los elevados precios energéticos. Por ejemplo, destaca que hasta el 90% del aumento de los costes medios de la generación de electricidad debe achacarse a la subida de precios de los combustibles fósiles. Sobre todo al gas, que es responsable él sólo del 50% de ese sobrecoste. Como consecuencia, denuncia la AIE, cerca de 75 millones de personas en todo el mundo que acababan de conseguir acceso a la electricidad no podrán pagarla ahora.

Además, en Europa y Estados Unidos, los precios desbocados de la energía han disparado la inflación tras poner por las nubes los bienes de consumo. Los presupuestos familiares se resienten, sobre todo los de menor renta, que dedican un porcentaje mayor de sus ingresos a pagar los recibos y los alimentos. A su vez, los gobiernos, al menos en los países más desarrollados, se han apresurado a compensar a los ciudadanos por la erosión que sufren sus bolsillos. La AIE calcula en 550.000 millones de dólares el monto de las intervenciones públicas aplicadas para proteger a los consumidores de la inflación.

Y de ahí las sucesivas iniciativas, en Estados Unidos y en Europa, para que las petroleras contribuyan con sus ganancias estratosféricas a financiar ese escudo protector para los contribuyentes. “Los últimos informes de resultados dejan claro que las petroleras tienen todo lo que necesitan, incluidos beneficios récord y miles de permisos no utilizados pero aprobados, para aumentar la producción, pero en lugar de ello optan por destinar esos beneficios a llenar los bolsillos de sus ejecutivos y accionistas mientras los republicanos de la Cámara de Representantes fabrican excusa tras excusa para protegerlas de cualquier responsabilidad”, fue la airada reacción de la Casa Blanca al anuncio de beneficios récord de Exxon.

No es la primera vez que el presidente de EEUU, Joe Biden, arremete contra las grandes petroleras de su país. El pasado junio incluso envió una carta a los principales ejecutivos de Exxon, ConocoPhillips, Chevron, BP, Shell, Marathon Petroleum y Valero, donde les reprochaba que hubieran recortado la producción para aumentar sus beneficios, según publicó la agencia Reuters. En noviembre amagó con subirles los impuestos sobre sus beneficios extraordinarios si no invierten más y bajan los precios de los carburantes. “Sus beneficios son dinero caído del cielo gracias a la guerra”, aseguró, “es hora de que estas compañías dejen de aprovecharse de la guerra”.

La Unión Europea se lo ha pensado menos y desde diciembre aplica a petroleras, gasistas y refinerías un impuesto extraordinario del 33% sobre los beneficios que superen el 20% de la media de los últimos cuatro ejercicios. Por esa “contribución solidaria” y los límites impuestos al precio de las renovables, Bruselas prevé recaudar 140.000 millones de euros. Exxon, que ya anunció el año pasado que presentará una demanda ante el Tribunal General de la UE para derogar el gravamen, cifra en 1.300 millones de dólares lo que tendrá que pagar en la Unión Europea por sus beneficios en el cuarto trimestre de 2022.

Mucho antes, en mayo, el entonces primer ministro británico, Boris Johnson, anunció un impuesto temporal del 25% para gravar los beneficios extraordinarios de petroleras y gasistas. Su previsión era recaudar casi 5.900 millones de euros anuales.

En España, el impuesto a las energéticas gravará este año y el próximo con un 1,2% la cifra de negocio de las empresas cuya facturación supere los 1.000 millones de euros. Iberdrola y Repsol han anunciado que acudirán a los tribunales para anular el nuevo tributo, con el que el Gobierno pretende recaudar 2.000 millones anuales.

Al mismo tiempo que protestan por los impuestos, las grandes petroleras hacen gala del reparto de dividendos que acompaña a sus beneficios astronómicos. Shell lo elevará un 15% y recomprará acciones –otra forma de retribuir a los accionistas– por importe de 3.668 millones de euros. BP aumentará el dividendo un 10% y recomprará acciones por valor de 2.555 millones. El programa de recompra de acciones de Equinor alcanza los 931 millones de euros.

En 2023, pese a las incertidumbres de la guerra, los analistas prevén que el barril de crudo siga subiendo. La reactivación de la economía china tras el fin de las restricciones por el covid, y el veto europeo a las importaciones de crudo de Rusia, que entraron en vigor el pasado diciembre, junto con la prohibición de comprar diésel ruso desde este mismo febrero, componen un paisaje propicio para una nueva escalada de precios: mayor demanda y menor oferta. El barril de Brent cotizaba este miércoles por encima de los 85 euros. El precio medio de la gasolina en España era de 1,643 euros el litro, y de 1,642 euros el diésel.

Las seis mayores compañías energéticas españolas ganaron 10.373,4 millones de euros hasta septiembre, un 40,5% más que en el mismo periodo del año pasado. Todas ellas han aludido en la presentación de sus resultados de los nueve primeros meses del año al momento de alta volatilidad de los mercados y a las “incertidumbres regulatorias”, en referencia al impuesto sobre los beneficios extraordinarios que prepara el Gobierno, pero en lo que va de 2022 su cifra de negocio ha crecido un 64,6% respecto al mismo periodo del año anterior, hasta alcanzar los 182.346 millones de euros.

Para Cepsa, por ejemplo, que presenta la menor cifra de beneficios de las seis grandes, 982 millones de euros, 2022 está siendo especialmente satisfactorio si se tiene en cuenta que es también la compañía que más aumenta sus resultados. De hecho, casi los dobla respecto al mismo periodo de 2021. Su volumen de negocio se ha disparado un 74,2%, y factura 30.132 millones de euros, más que Naturgy –27.011 millones–. Naturgy, en cualquier caso, es la que más aumenta sus ingresos, un 85,5% en un año marcado por la escalada de los precios del gas tras la invasión rusa de Ucrania. La empresa presidida por Francisco Reynés es la primera gasista de España, con una cuota de mercado del 48%.

Repsol sigue con la cifra de beneficios disparada: la ha mejorado un 66% hasta septiembre comparada con 2021. Ha ganado 3.222 millones de euros, tras aumentar sus ingresos un 72,5%. Su volumen de negocio asciende a 61.965 millones, el mayor de las seis energéticas. Dobla las facturaciones de Cepsa, Naturgy y Endesa.

La segunda energética por sus ingresos es Iberdrola, cuya cifra de negocio alcanzó los 37.903,3 millones en los nueve primeros meses de este año, un 35,37% más que en el mismo periodo de 2021. Los beneficios han ido parejos, con un alza del 29%: 3.104 millones de euros, casi tanto como Repsol. Cuando presentó sus resultados, la eléctrica de Ignacio Sánchez Galán atribuyó sus buenos números a su excelente desempeño internacional, sobre todo en Estados Unidos y Brasil, al tiempo que destacaba el “entorno adverso” en España, donde su resultado bruto de explotación ha perdido un 9,8% “impactado por las medidas regulatorias y fiscales, y los altos precios del gas y la electricidad”, que Iberdrola dice no haber “traspasado a los clientes con precios fijos acordados previamente”.

Los beneficios de Endesa han crecido un 13% hasta septiembre respecto al año anterior, alcanzando los 1.651 millones de euros. Sus ingresos han aumentado mucho más, un 72,6%, y se elevan a 24.620 millones. Según la propia eléctrica, el alza de sus ganancias se debe a los resultados extraordinarios de la venta parcial de su negocio de movilidad eléctrica a su matriz Enel, que le han supuesto 182 millones de euros. Pero también, dice, a su gestión del “negocio liberalizado”, que ha disparado un 38%. De hecho, Endesa ha ganado 1,2 millones de clientes de luz, tanto domésticos como empresariales, en el mercado libre respecto a 2021. Tiene 6,8 millones de este tipo y un total de 10,6 millones si se incluyen los usuarios de la tarifa regulada.

Finalmente, Enagás, que es el gestor técnico del sistema gasista nacional y tiene un 5% de capital público, ha ganado 353,4 millones hasta septiembre, un 15% más que hace un año. La mayor parte de su actividad está regulada, y es a esa peculiaridad a lo que la empresa atribuye que sus ingresos y beneficios no se hayan disparado pese al aumento histórico de actividad en sus seis plantas regasificadoras.

Pese a las sacudidas que la guerra en Ucrania y la inflación están dando a la economía mundial, las energéticas se reafirman ya, a punto de acabar el año, en sus objetivos para el conjunto del ejercicio. Iberdrola no duda de que alcanzará un beneficio récord de entre 4.000 y 4.200 millones de euros, mientras que Enagás no tendrá problemas en llegar a entre 380 y 390 millones. Endesa prevé registrar 1.800 millones de euros de beneficios aun pagando el nuevo impuesto del Gobierno. Iberdrola asegura que tiene ya vendido el 100% de la energía para este año, y que ya ha colocado el 90% de su producción en 2023, el 70% de la de 2024 y el 50% de la de 2025. Lo mismo ocurre con Endesa, que no sólo ha vendido ya toda su producción de este ejercicio, sino también el 90% de la del próximo y el 46% de la de 2024.

La buena marcha del negocio energético se traslada a la política de dividendos de las seis grandes. Repsol aumentará hasta 0,35 euros por acción el pago a los accionistas en enero. Para 2023 el consejo de administración propondrá un abono complementario de otros 0,35 euros. De forma que la retribución el año próximo crecerá un 11%, hasta los 0,70 euros por acción. La compañía adelanta así el objetivo de remuneración previsto para 2024 en su plan estratégico. Repsol también adelantará en tres años su objetivo de recompra de acciones, que es otro sistema de retribuir a los accionistas. Y aprobará un nuevo plan de recompra de acciones para amortizar 50 millones de títulos, que se añadirán a los 200 millones del programa que debería haber culminado en 2025.

Iberdrola también ha anunciado un dividendo complementario de 0,18 euros por acción, un aumento del 5,9%. Y Naturgy ha aprobado un segundo dividendo a cuenta, de 0,40 euros, que pagará este próximo día 18. El dividendo complementario de Enagás es de 1,02 euros por acción. Mientras, Endesa ha repartido entre sus accionistas 1.532 millones y Cepsa ha abonado 252 millones de euros hasta septiembre, un 19% más que hace un año.

El impuesto temporal y extraordinario que el Gobierno prepara para las energéticas gravará con un 1,2% la cifra neta de negocios de las compañías que facturen más de 1.000 millones de euros, por lo que afectará a las seis grandes. Se aplicará en 2023 y 2024 y prevé recaudar 2.000 millones de euros al año. Todas ellas han expresado su rechazo. El consejero delegado de Endesa, José Bogas, considera que va en contra del espíritu de la Unión Europea porque gravará los ingresos en lugar de los beneficios. Según sus cálculos, Endesa deberá pagar unos 400 millones de euros. El consejero delegado de Cepsa, Maarten Wetselaar, tachó de “desproporcionado” el impuesto, que a su juicio está “mal diseñado”. “Creemos que adoptar el modelo europeo [que grava los beneficios, no los ingresos] es la mejor manera de proteger la competitividad de las empresas españolas”, aseguró, para anunciar que, si el impuesto se aprueba tal y como se ha presentado, las energéticas “no tendrán más remedio que impugnarlo en los tribunales españoles y europeos”, informa Europa Press.

En esa línea de oposición, algunas de las energéticas han hecho públicos en este tercer trimestre los impuestos que pagan, un dato que suelen revelar en los informes anuales. Así lo han hecho Cepsa y Endesa. La primera abonó 1.766 millones de euros hasta septiembre en impuestos, apenas un 1,5% más que en el mismo periodo de 2021. La cifra representa el 5,8% de sus ingresos. La segunda, 1.233,7 millones, el 5% de su cifra de negocio. Endesa asegura que el 89% de los impuestos que paga y recauda por cuenta de Hacienda –un total de 3.009 millones hasta septiembre– corresponden a España.

Según consta en sus cuentas del tercer trimestre, la compañía de José Bogas pagó 243 millones de euros por la tasa de ocupación de la vía pública, así como 168 millones por la tasa de tratamiento de residuos radiactivos y 106 millones por el impuesto medioambiental catalán. Las tasas e impuestos nucleares se tradujeron en una factura de 67 millones, mientras que desembolsó dos millones más en cánones hidráulicos. Por el contrario, la suspensión temporal del Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica, una de las medidas del Gobierno para paliar los perjuicios de los altos precios de la energía, le ha supuesto a Endesa un ahorro de 155 millones de euros en lo que va de año.

Iberdrola sólo facilita datos anuales de los impuestos que paga y recauda: 3.469 millones de euros en España. Y Repsol, de la contribución fiscal total, sin diferenciar entre los impuestos que abona directamente y los que recauda para Hacienda: 11.800 millones de euros, de los cuales más del 70% corresponden a España.

De esas cantidades totales, una parte corresponde al impuesto sobre sociedades. Las seis grandes pagaron por este concepto hasta septiembre un total de 5.975 millones de euros, lo que equivale a un 57,6% de sus beneficios y al 3,27% de sus ingresos. A las petroleras –también a los bancos– se les aplica un tipo del 30%, cinco puntos superior al tipo general que grava al resto de las empresas. 

Llega el invierno, la guerra en Ucrania se alarga y el precio de la energía se resisten a bajar. El del gas se ha pegado un buen batacazo desde los 340 euros el gigavatio/hora de finales de agosto hasta los en torno a 200 de hace unos días, pero aun así sigue siendo un 55% superior al de hace un año. Por el contrario, el diésel ha vuelto a subir y rebasa de nuevo los dos euros el litro en las gasolineras españolas. El negocio de la energía está revolucionado. O por exceso o por defecto. Los llamamientos al ahorro de gas en toda Europa están sosegando la demanda, mientras los esfuerzos por cubrir las reservas han llenado al límite depósitos y tanques subterráneos. La imagen de decenas de barcos metaneros navegando en círculos a la espera de poder descargar el gas natural licuado (LNG) en los puertos españoles asaltaba las retinas de muchos. No hay barcos libres para tanto gas como necesita Europa. Las importaciones de la UE hasta agosto han crecido un 56% respecto a 2021 y en 2023 se espera que aumenten todavía un 10%. Precios y beneficios, por tanto, se disparan. Estos días, las grandes energéticas nacionales están presentando sus resultados hasta septiembre, después de un primer semestre de ganancias históricas. Aunque no son los únicos actores favorecidos por la coyuntura del mercado. Los grandes intermediarios mundiales de materias primas y las navieras, e incluso los astilleros, disponen de un full de ases gracias al gas.

Ya en 2021, antes de que Rusia invadiera Ucrania y cortara el grifo a Europa, el mercado del gas natural licuado, el que se transporta por barco, había dado un vuelco al desbancar China a Japón como primer importador mundial. Su consumo de gas creció un 15%, según las cifras del informe anual que publica el Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (Giignl). Al mismo tiempo, Estados Unidos se convertía en el primer exportador a Europa, tras aumentar sus ventas exteriores casi un 50%. También las elevó Rusia, pero sólo un 6,1%. Un año después, la guerra y el cierre ruso han impulsado aún más las compras europeas a Estados Unidos y aupado a España que, con seis plantas de regasificación y un tercio de la capacidad regasificadora de toda Europa, ya era antes de Vladimir Putin el primer reexportador mundial de gas. De los 3,5 millones de toneladas de gas licuado que se reexportan en el mundo, el 28% viene y va a través de instalaciones españolas.

“No creo que haya 35 metaneros haciendo cola ante los puertos españoles esperando para descargar”, advierte no obstante uno de los brókers del sector consultados por infoLibre. Cada semana, de media, descargan en las seis plantas regasificadoras españolas entre siete y ocho barcos, aseguran fuentes de Enagás, el operador del sistema gasista. La operación –elevar los -160 grados centígrados con que se licúa el LNG para comprimirlo y transportarlo, hasta devolverlo a su estado gaseoso– no dura más de un día. Sólo el pasado septiembre descargaron 27 metaneros, un 42% más que hace un año.

Muchos de esos barcos, explican los analistas, están vacíos, otros se dirigen a puertos de otros países europeos –Francia es el segundo mayor reexportador del continente–… y sí, algunos practican lo que en inglés se llama floating storage, esperando en alta mar a que el precio del gas suba para vender la carga sólo entonces. Al menos es lo que anticipa la cotización de los futuros para noviembre. Los economistas lo llaman contango: el precio del futuro financiero es superior al precio actual del gas. “La demanda volverá a subir con el frío y en unas semanas veremos cómo baja el nivel de los tanques en las terminales de los puertos y los precios aumentan”, pronostica Daniel Semler, de Energy Intelligence.

Un cargamento de unos 172.000 metros cúbicos de gas comprado en EEUU y vendido en Europa puede reportar a una energética o a un intermediario de materias primas unos beneficios de 200 millones de dólares, según los cálculos de la naviera noruega Flex LNG publicados por Freightwaves. De forma que sale muy rentable aun pagando los fletes galácticos de los metaneros, que también han escalado desde 2021 al ritmo de la extraordinaria demanda. El alquiler de uno de estos barcos roza en estos momentos los 500.000 dólares/día, según confirman los brókers consultados por este periódico. El informe anual de Giignl sitúa la media para un barco de 160.000 metros cúbicos en 2021 en 89.200 dólares diarios; en 2020 era sólo de 59.300 dólares. Es decir, los fletes se han multiplicado casi por seis en un año.

Esto es así sobre todo para los contratos spot –al contado– y a corto plazo, los que Giignl registra cuando tienen una duración inferior a los cuatro años. Son los más volátiles. Y a los que se dedican grandes intermediarios mundiales como Glencore, Trafigura o Vitol, aunque no sólo. Según los datos de septiembre del bróker Clarksons, los fletes de un año se han encarecido un 25% respecto a 2021 y alcanzado ese mes el precio más alto desde 2012. Las transacciones spot y a corto plazo representaron el 36,6% de las operaciones de compraventa de gas cerradas en 2021, explica el informe del lobby gasista, 136,3 millones de toneladas. En 2017 no superaban el 28%. Y Estados Unidos es el principal exportador de LNG con este tipo de contratos, pues suministra el 32,2% del gas vendido al contado.

Gracias a los elevados precios de todas las materias primas, Glencore ganó 18.900 millones de dólares en el primer semestre de este año, el doble que en todo el ejercicio de 2021. Los beneficios de Trafigura crecieron un 27% entre octubre de 2021 y marzo de 2022 respecto al mismo periodo del año anterior, hasta alcanzar los 2.700 millones de dólares, como resultado de un aumento del 73% en sus ingresos. Vitol terminó el primer semestre con unos resultados de 4.500 millones de dólares, más de lo que ganó en todo 2021, según la agencia Reuters. Glencore y Vitol tienen sus sedes en Suiza; Trafigura, en Singapur.

Las grandes compañías energéticas, en cambio, prefieren los contratos a largo plazo, precisamente para evitar los vaivenes de precios. Estos son a muy largo recorrido tanto para comprar el gas en origen como para transportarlo. En España, Naturgy tiene una cuota de mercado del 48%, y Endesa casi del 20%. El informe anual del lobby gasista Giignl registra los contratos en el sector de LNG en todo el mundo. En 2021, Naturgy firmó dos contratos a corto plazo: uno de dos años con la francesa Engie para comprar gas en Puerto Rico y otro con BP para traerlo de Trinidad y Tobago. Pero la parte sustancial de sus compras las hace a través de los nueve contratos a 20 o incluso 22 años que tiene suscritos para proveerse de gas natural desde Nigeria, Rusia –hasta 2038–, Trinidad y Tobago, Estados Unidos, Omán y Catar. También ha cerrado un contrato con la multinacional Shell a 17 años. Además, la empresa de Francisco Reynés posee el 3,7% de una planta de licuefacción en Omán y el 47,5% de la regasificadora de Peñuelas en Puerto Rico.

Hasta junio, Naturgy ganó 717 millones de euros, un 48% más que hace un año, tras facturar 16.737 millones, lo que representa un alza del 83,3% respecto al mismo periodo de 2021. La energética atribuye buena parte de su éxito este ejercicio al buen funcionamiento del negocio internacional del gas licuado. De hecho, el resultado bruto de explotación (Ebitda) de este segmento le reportó hasta junio 436 millones de euros, lo que multiplica por cinco el del mismo periodo de 2021. Según explica la empresa en su informe de resultados del primer semestre, los precios elevados del gas y el diferencial creciente entre la cotización del TTF, la referencia europea para la venta, y el Henry Hub, la estadounidense para la compra –mucho más barata– le han proporcionado “mayores márgenes”: cuatro veces los que consiguió hace un año.

Para transportar el gas, Naturgy cuenta con una flota de 12 metaneros, según consta en su página web, todos ellos fletados a distintas navieras: tres a Naviera Elcano, cuatro a la noruega Knutsen, dos a Flex LNG, dos a la canadiense Teekay –ahora llamada Seapeak– y uno a la también noruega Höegh.

Sólo una compañía española cuenta con metaneros en su flota: Naviera Elcano. Según los registros de la patronal de los armadores Anave, la flota de metaneros en manos españolas se compone de sólo 22 barcos, de los cuales 16 navegan bajo bandera española. La flota mundial la componen 588 buques LNG de más de 50.000 metros cúbicos.

Naviera Elcano es propiedad en un 58,23% de Grupo Nosa Terra 21, a su vez en manos de la familia dueña del hospital privado vigués Povisa. Otro 20,25% lo posee Abanca y un 25% Naviera Murueta. En 2021 ganó 9,48 millones de euros, tras haber perdido 2,56 millones en 2020. De los tres barcos fletados por Naturgy, sólo el Castillo de Villalba tiene pabellón español, los otros dos están abanderados en Malta.

Teekay es la empresa que compró en 2004 la naviera de Fernando Fernández Tapias, que tenía cuatro buques gaseros, fletados por Repsol y las que entonces aún eran Gas Natural y Unión Fenosa –hoy Naturgy–. El precio de la operación ascendió a 442 millones de euros. El acuerdo de venta incluía la creación de una sociedad al 50% entre la canadiense y el empresario español para gestionar el negocio del LNG. Seapeak ganó 202,46 millones de dólares en el primer semestre de este año, un 37,4% más que el año anterior. También ha sido mortal el salto dado por Höegh, que ha pasado de unas pérdidas de 6,6 millones de dólares en los primeros seis meses de 2021 a unos beneficios de 88,8 millones este ejercicio.

Endesa tiene suscritos tres contratos a largo plazo para proveerse de gas en Nigeria, Estados Unidos y Catar. Además, le compra a Naturgy en EEUU. Su flota la componen cuatro barcos, que alquila a Knutsen, Flex LNG y a la griega Gaslog. Las ganancias de Endesa ascendieron a 916 millones en los primeros seis meses del año, un 10% más que en 2021. A la compañía de José Bogas, el negocio de traer gas de Estados Unidos también le ha salido a cuenta. En su informe semestral, explica que el gas que compra a Corpus Christi Liquefaction LLC en Texas lo vende luego a Enel, la compañía italiana que posee el 70% de Endesa, y a Endesa Energía SAU. Hasta junio las compras y ventas se elevaron a 603 millones de euros, mientras que en el primer semestre fueron de 296 millones. Es decir, las ha duplicado.

Iberdrola también tenía su propio negocio gasista hasta que lo vendió en 2019 a Pavilion Energy, con sede en Singapur. El acuerdo incluyó los contratos que la energética de Ignacio Sánchez Galán tenía a largo plazo –20 y 21 años– para comprar gas en Noruega y Estados Unidos. Además, había suscrito otro con la italiana ENI y dos con BP y Glencore.

Fue en 2013 cuando Repsol vendió su negocio de gas natural licuado. El comprador fue el gigante británico Shell y el precio, 5.100 millones de euros. Pero aún posee una planta de regasificación en Canadá –Canaport– y un barco, el BW Lilac, fletado a la noruega BW Gas. Además, ha aumentado su participación en un proyecto en Argelia con la empresa estatal Sonatrach y antes de que acabe este año comenzará a producir gas junto con BP en Trinidad y Tobago. La compañía que preside Antonio Brufau ganó 3.222 millones de euros hasta septiembre, un 66,2% más que en el mismo periodo de 2021. La empresa atribuye buena parte de ese aumento a la subida de los precios a los que ha vendido el crudo y el gas. Estos últimos se han duplicado desde 2021: de 3,9 dólares por 1.000 pies cúbicos a 7,9 dólares, indica Repsol en su último informe trimestral.

Finalmente, Cepsa sólo tenía hasta este mismo año un contrato con Sonatrach, la compañía pública argelina.

Enagás, el operador del sistema, también ha llegado al tercer trimestre con más beneficios, 353,4 millones de euros, un 15% más que hace un año pero, matiza, gracias a las plusvalías generadas por la venta de su participación del 45,4% en GNL Quintero, una regasificadora ubicada en Chile, y por la entrada del fondo Clean H2 Infra Fund en Enagás Renovables. El aumento de la actividad en sus plantas de regasificación –un 85%– no se traduce en una explosión de los beneficios, explican fuentes de la empresa, porque cobran unas tarifas fijas por descargar. La suya es una actividad regulada.

Pero Enagás sí que ha tenido que publicar una nota de operación, el pasado día 17, para explicar los “pequeños” retrasos que están sufriendo los barcos a la hora de descargar en las plantas españolas. “Es una situación generalizada en toda la UE”, justifican las mismas fuentes. La compañía prevé que los “altos niveles de ocupación de los tanques” se mantengan “al menos, hasta la primera semana de noviembre”.

La incertidumbre sobre los precios del gas va a continuar en 2023, coinciden los conocedores del mercado. Pero el tirón del LNG no se intimida. Alcanza incluso a los astilleros. En 2021, se contrató en todo el mundo la construcción de 85 buques LNG y 124 en lo que va de este año, según datos de la consultora Clarksons publicados por la patronal Anave. Y la expansión puede continuar, pese a que los astilleros especializados en este tipo de barco –surcoreanos y chinos– tienen colgado el cartel de completo hasta 2025 y no entregarán ningún buque nuevo antes de 2027. Construir un metanero costaba 186 millones de dólares a principios de 2021; el pasado septiembre el precio ya alcanzaba los 240 millones. La inversión mundial en estos buques de alta tecnología y gran capacidad sumaba 24.200 millones de dólares entre enero y agosto, por encima de la dedicada a cualquier otro tipo de barco.

Las previsiones de Clarksons son que la flota mundial crezca un 4,6%% este año y un 3,2% en 2023. Pero no sólo por la inyección de adrelina que ha disparado los precios del gas en Europa, sino también porque, explican los brókers consultados, Catar tiene en marcha un megaplan de expansión de 30.000 millones de dólares que pretende convertir al emirato en el primer exportador mundial de gas natural licuado –ya ha encargado 44 barcos y en 2023 se esperan otros 25 pedidos– y porque Estados Unidos seguirá con su ritmo creciente de exportaciones.

Francia tiene siete refinerías y todas están en huelga: las de ExxonMobil desde el 20 de septiembre y las de TotalEnergies, desde el 27 de ese mes. El efecto en cadena ha sido inmediato: algunas estaciones de servicio se han quedado sin combustible. Las imágenes de las colas de coches se superponen a las de los trabajadores de las refinerías, que reclaman subidas salariales del 10% para hacer frente a una inflación que en Francia es sólo del 6,2%, la más baja de la UE. Para ello esgrimen los enormes beneficios que están obteniendo sus empresas. La francesa TotalEnergies, dueña de cinco plantas de refino, ganó 10.460 millones de euros en los primeros seis meses de este año, un 92% más que en el mismo periodo de 2021; mientras que el gigante estadounidense ExxonMobil, propietario de las dos refinerías restantes, cerró en junio con 22.911 millones de euros de beneficios, el triple que el año anterior.

En España, en cambio, el sector vive ajeno al ruido. Repsol ha ganado 2.539 millones de euros en el primer semestre, de los que 1.393 millones corresponden a su división industrial, incluidas las refinerías. Son los mayores beneficios desde hace 15 años. Cepsa aumentó sus resultados un 149% respecto a 2021, tras cerrar en junio con unas ganancias de 841 millones de euros. Este verano su margen de refino alcanzó los 19,1 dólares por barril; es decir ha multiplicado por cuatro el que tenía el año pasado, 4,5 dólares. Entre las dos empresas se reparten siete de las ocho refinerías que funcionan en España –la de Asesa en Tarragona produce sólo betún asfáltico–. La tercera en el mapa es la multinacional BP Oil, que posee una planta en Castellón.

El tamaño del sector del refino en los dos países es similar, pero los ánimos laborales en las plantas españolas distan mucho del monumental enfado francés. Sólo en Repsol la sangre llegó al río antes del verano, y fue poca, mientras los sindicatos negociaban la renovación del acuerdo marco del grupo, que había caducado en 2019. La primera oferta de la empresa fue, de hecho, una rebaja salarial, amparándose en los malos resultados de 2019 y 2020 y en las inversiones que debe hacer para cumplir con la Agenda 2030 en la lucha contra el cambio climático y la reducción de los gases de efecto invernadero, explica Agustín Pérez, coordinadora de UGT-FICA en Repsol.

La segunda propuesta se quedó en un 2,5% de aumento, por debajo incluso del 3,5% que está dispuesta a conceder la CEOE para el acuerdo de negociación colectiva nacional. Tal cicatería soliviantó a los sindicatos, después de dos años de salarios congelados y justo cuando la empresa anunciaba un dividendo de 0,63 euros la acción, resultado de una mejora del 5%. En enero los accionistas ya habían recibido otros 0,30 euros por título. Además, la compañía de Antonio Brufau planteaba una reducción del capital social –otra forma de retribuir a los accionistas, porque se aumenta el valor de los títulos– mediante la amortización de 75 millones de acciones propias. Y la recompra de 50 millones de acciones en el segundo semestre, adelantando una operación en principio prevista para finales de este ejercicio y principios de 2023. El consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, explicó en la presentación de resultados que el objetivo de la empresa era “acelerar” la recompra de acciones para mejorar sus objetivos de dividendo, teniendo en cuenta los actuales precios de los hidrocarburos.

Así que CCOO, UGT y el Sindicato de Trabajadores (STR) convocaron tres días de huelga en julio y otros tres en agosto. También protestaron a las puertas del pabellón de Ifema en Madrid donde se celebraba la junta general de accionistas. Tras los paros de julio, Repsol se avino a subir los salarios en línea con el IPC, incorporando una cláusula de revisión. La huelga de agosto quedó desconvocada. Finalmente, la subida para este año será de un 4%, pero a final de cada año la plantilla cobrará el 75% de lo que aumente la inflación y el 25% restante en una paga no consolidable, detalla Agustín Pérez.

Además, esa cláusula está ligada a los beneficios de la empresa, destaca por su parte Raquel de la Hija, responsable de CCOO en Repsol. Si la empresa alcanza los 2.600 millones de beneficios, la revisión llegará al 80% del IPC, si gana 2.700 se elevará al 90% y si son 2.800 millones, la subida salarial ascenderá al 100% de lo que aumente la inflación. “No es la cláusula idílica que existía en los años 90, pero garantiza el poder adquisitivo de la plantilla”, apunta Agustín Pérez. Como muchas otras empresas en la anterior crisis, los trabajadores de Repsol perdieron la cláusula de revisión salarial en 2014, y no la recuperaron hasta 2017. En el acuerdo marco recién suscrito, Repsol ha desoído por tanto a la CEOE, que se opone frontalmente a incluirla en los convenios.

Ese texto, ya ratificado en asambleas de trabajadores este septiembre, debe ahora trasladarse a los convenios de las diferentes empresas del grupo, pero ni CCOO ni UGT prevén problemas. Petronor, que pertenece en un 86% a Repsol y gestiona la refinería de Muskiz, en Bilbao, tiene convenio propio, que está ahora en plena negociación.

En el caso de Cepsa, cada centro de trabajo –Gibraltar-San Roque (Cádiz) y La Rábida (Huelva)– tiene su propio convenio. Están en vigor hasta el 31 de diciembre, por lo que es probable que las negociaciones para renovarlos no comiencen hasta 2023. Sólo se ha cerrado, pero únicamente con la firma de CCOO, una prórroga del convenio de las oficinas centrales. UGT lo rechazó porque carece de cláusula de revisión y, según denuncia, crea una doble escala salarial que permite diferencias de más de 20.000 euros anuales entre trabajadores con el mismo nivel dependiendo de la división a la que pertenezcan.

Por lo que respecta a BP Oil España, las negociaciones del convenio acaban de empezar y ni siquiera hay una oferta salarial sobre la mesa, indica Raquel de la Hija.

Pero, aparte de la gran capacidad movilizadora de los sindicatos en Francia y del seguimiento masivo de sus convocatorias, entre Francia y España hay otra diferencia fundamental. Una que dificultaría que una huelga en las refinerías tuviera las consecuencias que vive Francia estos días. En España las plantas de refino están consideradas servicios esenciales, por lo que no se les permite parar, detalla Agustín Pérez. Los sindicatos, continúa, llevan años impugnando los servicios mínimos que se les imponen a las refinerías, porque siempre son “abusivos”. La única manera en que una huelga en el refino tendría impacto sería parando el mantenimiento de la planta, pero nunca se permite que la carga operativa baje al mínimo técnico, asegura el dirigente de UGT.

Las refinerías españolas están viviendo un momento de apogeo, pero después de pasar dos años de caída del negocio, alegan por su parte las empresas. Repsol, por ejemplo, perdió 3.816 millones en 2019 y 3.289 millones en 2020. Pero en 2021 se ha beneficiado de los altos precios del crudo, así como también de una oferta cada vez más limitada tras el cierre de 24 refinerías en la Unión Europea en los últimos años. Como la demanda de combustible no ha dejado de crecer, las refinerías españolas, en las que Repsol, Cepsa y BP Oil han hecho cuantiosas inversiones, han aumentado su capacidad en un 16% desde 2009, según publica El Periódico de la Energía. De hecho, España exporta carburantes a Francia.

Mientras, en ambos países, los conductores tienen que lidiar con unos precios de escándalo cada vez que llenan el depósito. La gasolina y el gasoil están en máximos: después de una caída continuada de los precios desde julio, remontaron a principios de este mes, aunque tanto españoles como franceses cuentan con descuentos de 20 y 30 céntimos, respectivamente, gracias a los subsidios de sus gobiernos. En España, el gasoil supera los dos euros en algunas estaciones de servicio y la gasolina de 98 octanos se vende a una media de 1,93 euros el litro. En Francia, los carburantes son sólo unos décimos más baratos.

Los trabajadores de las petroleras exigen en Francia que sus empresas repartan las ganancias extraordinarias que les reporta el refino en un año en el que deben afrontar una pérdida de poder adquisitivo también digna de figurar en los registros históricos. Las protestas, además, han servido de mecha para sacar a la calle el malestar acumulado en otros sectores. De momento, se mantiene el conflicto, pese a que los sindicatos mayoritarios alcanzaron un acuerdo con TotalEnergies para subir los sueldos un 7% que el minoritario CGT rechaza. En ExxonMobil las espadas siguen en alto.

Aunque la huelga de este martes no paralizó el país, cerró institutos, interrumpió los trenes de cercanías y los autobuses y se tradujo en manifestaciones en toda Francia.

En España, CCOO y UGT están “tensionando” la negociación de los convenios este otoño para hacer regresar a la CEOE a la mesa donde quieren firmar un acuerdo marco salarial de tres años. Algunos sectores se han declarado en huelga y el 3 de noviembre han convocado una gran manifestación en Madrid. Pero la huelga general ni se la plantean. “No es deseable”, zanjó este miércoles el secretario general de CCOO, Unai Sordo. En parecidos términos se expresó el pasado septiembre su homólogo en UGT, Pepe Álvarez, quien prefirió hablar de “generalización de los conflictos”.

El próximo viernes los ministros de Energía de la Unión Europea se reunirán en Bruselas para definir cómo será el impuesto sobre los beneficios extraordinarios de las empresas energéticas que Ursula von der Leyen anunció hace dos semanas. Entonces se conocerán los detalles del nuevo tributo, que los estados miembro negocian estos días con la vista puesta en su entrada en vigor antes de que termine el año. También entonces deberá decidir el Gobierno español qué hace con la prestación patrimonial pública y no tributaria que anunció en julio y se tramita como proposición de ley en el Congreso. Aunque la ministra de Hacienda, María Jesús Montero, ya ha aclarado que adaptará el gravamen español al tributo europeo..

Ambas tienen como destinatario casi el mismo grupo de grandes empresas y van dirigidas a idéntico fin: que las compañías energéticas contribuyan con los beneficios extra conseguidos gracias a la guerra a paliar los perjuicios que ésta ocasiona a los ciudadanos más vulnerables. Las patronales de los operadores petroleros y gasistas, AOP y Sedigas, rechazan el gravamen español por “impreciso”, “arbitrario” e incluso “confiscatorio”. En todo caso, consideran “más correcto conceptualmente” el europeo, al gravar los beneficios y no los ingresos como pretende la tasa española, según conceden fuentes de AOP.

“Se pueden tener pérdidas aun teniendo unos ingresos elevados”, advierten las petroleras, que destacan las pérdidas del sector en 2020 y 2021, “las peores de su historia” y los “esfuerzos” realizados para garantizar el suministro en lo más duro de la pandemia. Lo que no significa que les parezca ajustado el tipo del 33% que la Comisión Europea quiere aplicar sobre sus ganancias, ya gravadas con un 30% el impuesto sobre sociedades, cinco puntos más que el resto de las empresas. A falta de su diseño definitivo, Bruselas prevé aplicar ese porcentaje sobre el exceso del 20% de los beneficios obtenidos por las empresas respecto a la media de los registrados entre 2019 y 2021. Pero fuentes de Sedigas aseguran que aún se negocian ambos porcentajes o incluso los años de referencia. Por ejemplo, si finalmente se excluye 2020, el año de la pandemia, en que los resultados se hundieron: a mayores pérdidas entonces, más fácil será superar el 20% de diferencia con 2022, destaca AOP. Tampoco está claro, añade Sedigas, si el impuesto se aplicará igual en todos los países o habrá adaptaciones nacionales. Por eso, aseguran las patronales, aún no saben con certeza cuántos de sus asociados se verán afectados por un gravamen o por otro.

La prestación patrimonial española se pensó en principio para que la paguen los “operadores principales” de los sectores eléctrico, gasista y petrolero, tal y como los define la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). El impuesto europeo, en cambio, grava sólo a las empresas del petróleo, el carbón y las refinerías. Deja fuera a las eléctricas, por tanto. A las que producen con las tecnologías más baratas –renovables, nuclear– la Comisión Europea les quiere poner un tope de 180 euros el megavatio hora. La prestación patrimonial española establece un segundo filtro, pues sólo afectará a aquellas empresas cuya cifra de negocio superara los 1.000 millones de euros en 2019, el año anterior a la pandemia. También excluye a las empresas cuya actividad energética sea inferior al 50% de su cifra negocio. Bruselas no impone ningún límite de facturación. Sólo que los beneficios de 2022 excedan en un 20% los obtenidos de media entre 2019 y 2021. La diferencia fundamental estriba en que la figura española grava –con un 1,2%– los ingresos, mientras que la europea aplica un 33% a las ganancias. Ambas figuras tienen en común su carácter temporal, pero el europeo estará en vigor, en principio, sólo un año, 2023, mientras que el español se aplicará en 2023 y 2024. Con el nuevo impuesto, Bruselas aspira a recaudar 117.000 millones de euros; Madrid espera 2.000 millones cada año.

La CNMC considera operadores principales a las cinco empresas con mayor cuota de mercado en un sector. Y operadores dominantes a las que tengan más de un 10% de cuota. Así, Repsol, Naturgy y Cepsa son operadores principales tanto en el sector eléctrico como en el de carburantes y en el de gases licuados del petróleo –butano, propano–; Endesa, Iberdrola y la francesa TotalEnergies lo son en el eléctrico y en el gasista; BP España en el de carburantes y gases licuados; Acciona y EdP en el eléctrico; Disa en el de gases licuados, y Península Petroleum y Nieves en el de carburantes.

Pero, a tenor de sus cuentas de 2021, la actividad energética de Acciona en España no llega, por muy poco, al 50% de su volumen de negocio –representa el 47,9%–, por lo que quedaría excluida del gravamen. Además, de estas 12 empresas hay una que en 2019 no alcanzó los 1.000 millones de facturación, Península Petroleum.

Las otras 10, en cambio, los superan. Algunas ampliamente. Repsol ingresó 49.006 millones en 2019. En 2021 los superó, al alcanzar un volumen de negocio de 49.480 millones. Y en el primer semestre de este año ya ha facturado 40.219, casi tanto como en todo 2021 y casi el doble de que ingresó en los primeros seis meses de ese ejercicio, 21.987 millones. La cifra de negocio de Iberdrola ascendió a 39.114 millones en 2021, por lo que superó en un 7,3% los 36.437,9 millones de 2019. En los primeros seis meses de 2022 ha ingresado ya 24.430 millones, un 30% más de los 18.752,2 millones de 2021. Por su parte, el negocio de Naturgy alcanzó los 22.140 millones en 2021, un 3,8% menos que en 2019. Pero en la primera mitad de este año ha facturado 16.737, un 83,3% más que en el mismo periodo de 2021.

En el sector energético, son una veintena las compañías cuyo volumen de negocio supera los 1.000 millones. Además de las citadas, la portuguesa Galp, la semipública francesa Engie o GM Fuel Service.

En el caso de que finalmente se adoptara en España el impuesto tal y como lo ha anunciado Bruselas, también sería posible que eléctricas como Iberdrola o Endesa tuvieran que pagarlo, puesto que la primera tiene una cuota del 7,6% de cuota de mercado del gas y la segunda casi un 17%, según los datos de la CNMC. Fuentes de Iberdrola aseguran a infoLibre que la empresa no deberá pagar porque tiene “pérdidas extraordinarias en vez de beneficios extraordinarios” en su negocio eléctrico en España. Según figura en sus cuentas, Iberdrola ha ganado en España 699,9 millones de euros en su negocio de producción de electricidad y clientes y otros 414,1 millones en su negocio de redes. Como queda dicho, la electricidad está excluida del impuesto europeo. En cualquier caso, para saber si los beneficios este año de todas ellas han aumentado más de un 20% sobre la media de los que tuvieron durante los tres años anteriores habrá que esperar a que termine el ejercicio.

De momento, las empresas sólo han hecho públicos sus resultados del primer semestre. Repsol es la que más dinero ha ganado hasta junio, 2.539 millones de euros, el doble que en el mismo periodo de 2021. Iberdrola se ha apuntado unos beneficios en los primeros seis meses de 2.075 millones, un 35,5% por encima de los obtenidos en la primera mitad de 2021. Endesa registra unas ganancias de 916 millones, un 10% más que en 2021. Las de Naturgy son 717 millones, por lo que mejora un 48% los resultados de hace un año. Cepsa gana 841 millones, multiplicando por 2,5 sus beneficios del primer semestre de 2021. Acciona Energía, que facturó 2.206 millones en ese periodo, ha más que duplicado el negocio del año precedente; sus beneficios, de 390 millones, superan en un 155,5% los de 2021.

Por lo que respecta a las compañías extranjeras, éstas no facilitan datos de su negocio en España. Pero sus resultados globales del primer semestre son también espectaculares. Los beneficios de Galp en lo que va de año triplican los de 2021 y los de EdP los superan en un 86,6%, mientras que las ganancias de TotalEnergies han crecido un 91,6% y los de Engie, un 117,4%.

Los grandes operadores petroleros, aquéllos que facturen más de 750 millones de euros, deberán pagar cinco céntimos por cada litro de combustible que vendan entre el 1 de abril y el 30 de junio. Sólo si anuncian enseguida una oferta propia de descuento en el precio del carburante se librarán de pagar lo que el Gobierno ha configurado como una “prestación patrimonial de carácter público no tributaria”. De momento, ni Repsol ni Cepsa ni BP España tendrán que abonar esa carga parafiscal porque ya han hecho público que descontarán entre 10 y 14 céntimos, aunque sólo a sus clientes fidelizados. Pese a tratarse de una oferta restringida, al Ejecutivo le vale para eximirles del pago, explican fuentes del Ministerio de Hacienda.

Se trata de la misma figura que el Gobierno ha utilizado para crear el Fondo de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, con el que se costearán las energías renovables –unos 7.000 millones de euros anuales– y, al tiempo, se pretende abaratar la luz un 13% en un plazo de cinco años.

Aún no han anunciado ningún descuento ni la portuguesa Galp ni la italiana Eni, los otros dos grandes operadores del mercado español. Tienen hasta este viernes para hacerlo si quieren quedar exentas del pago de los cinco céntimos. Distinto es el caso de las empresas más pequeñas de la distribución de hidrocarburos. Como sus cifras de negocio quedan por debajo de los 750 millones de euros, no tienen que hacer esa aportación. Pero deberán aplicar igualmente la rebaja de 20 céntimos a todos los clientes. Estas compañías ya han advertido de que no tienen capacidad para asumir más reducciones de precio. Alegan que ellos también resultan afectados por la subida récord de precios de los hidrocarburos. Si finalmente deciden no reducir esos cinco céntimos, serán las arcas públicas las que asuman el importe total de 20 céntimos el litro al que se ha comprometido el Gobierno tanto para transportistas como para particulares.

En todo caso, estas gasolineras podrán pedir a la Agencia Tributaria que les anticipe los 15 céntimos por litro de descuento que asume el Estado. Tendrán que hacerlo antes del 15 de abril y el importe del anticipo no podrá ser superior al 90% del volumen medio mensual del combustible que hayan vendido en 2021. El adelanto deberá estar en una horquilla de entre 1.000 euros y dos millones de euros.

También podrán solicitar a la Agencia Tributaria que les devuelva los descuentos efectuados. Para ello, tendrán que presentar cada mes, en los primeros 15 días naturales siguientes, de abril a julio, una solicitud de reintegro de las rebajas aplicadas a sus clientes.

Al Estado esta medida le costará 1.423 millones de euros. Los descuentos se aplicarán a todos los tipos de combustibles, desde la gasolina y el gasóleo hasta el gas licuado para vehículos, el bioetanol, el biodiesel y el aditivo AdBlue. En el recibo de cada repostaje, la gasolinera debe distinguir el precio antes y después del descuento, además de indicar el importe de la bonificación. Según fuentes del Ministerio de Transición Ecológica, será la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) la encargada de vigilar que las distribuidoras de petróleo aplican las rebajas y no las absorben en sus márgenes.

Finalmente, las reducciones en el precio de los carburantes beneficiarán no sólo a los transportistas sino también al resto de los ciudadanos. En total, el sector del transporte por carretera recibirá 1.000 millones de euros entre ayudas directas y descuentos en los combustibles. También las empresas armadoras de buques de pesca percibirán 18,18 millones de euros para compensarles por el alza de los precios del gasóleo. Las ayudas oscilarán entre 1.550 euros para barcos de menos de 25 toneladas brutas y 35.000 euros para los que superen las 2.500 toneladas. De acuerdo con los cálculos del Ministerio de Agricultura y Pesca, el descuento de 20 céntimos por litro de carburante se traducirá en un ahorro de 10 millones de euros para los pescadores.

Según ha explicado la vicepresidenta primera del Gobierno, Nadia Calviño, en la rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros en que se ha aprobado el Plan de Choque contra la guerra en Ucrania, las rebajas en el precio de los combustibles beneficiarán “especialmente a las clases medias y al transporte”. Y ha negado que se trate de una “rebaja fiscal general”. “El plan actúa sobre los sectores más afectados [por la subida de los precios de la energía] y está absolutamente alineado con las recomendaciones de los bancos centrales y organismos internacionales", ha defendido Calviño.

La vicepresidenta respondía así a las declaraciones realizadas por el gobernador del Banco de España, Pablo Hernández de Cos, que poco antes había instado a evitar un “impulso fiscal generalizado” para hacer frente a la crisis y defendido respuestas “focalizadas” en los hogares, empresas y sectores “más vulnerables”.

El Consejo de Mnistros tiene previsto aprobar este martes el descuento mínimo de 20 céntimos en el precio de los combustibles que se aplicará a todos los ciudadanos a partir del 1 de abril. El Gobierno ha ampliado a todos los consumidores la bonificación anunciada en principio sólo para los transportistas. Y quiere, explican fuentes del Ministerio de Hacienda, que se haga el descuento “en el surtidor”. Quince céntimos serán sufragados con dinero público y “un mínimo de cinco” céntimos más corre de cuenta de las petroleras. Éstas, sin embargo, no saben aún cómo se va a aplicar ese descuento.

Las tres mayores compañías del sector, Repsol, Cepsa y BP España, no tardaron en hacer públicos entre el jueves y el viernes pasados los descuentos que están dispuestas a conceder a sus clientes fidelizados. Las dos primeras, 10 céntimos para quienes posean sus tarjetas Solred –transportistas– y la app Waylet –particulares–, por un lado, y adheridos al programa de fidelización Porque Tú Vuelves, por otro –tanto profesionales como particulares–. BP España eleva sus rebajas hasta 12 para los particulares y 14 céntimos el litro para los transportistas. La portuguesa Galp, por el momento, no ha hecho pública ninguna oferta. Tampoco la italiana Eni.

Pero los operadores de menor tamaño, agrupados en la Unión de Petroleros Independientes (UPI), aún no han anunciado si participarán en el esquema de descuentos previsto por el Gobierno. Las grandes poseen un total de 6.180 estaciones de servicio, mientras que las pequeñas suman otras 4.560, según los datos de las memorias de las patronales de ambas.

La ministra de Transportes, Raquel Sánchez, aseguró el domingo en una entrevista publicada por El País que “otros ministerios” han “hablado con las petroleras” y sólo adelantó que el sistema será “efectivo e inmediato”. Pero éstas aún no conocen el detalle de cómo se va a aplicar el descuento “en surtidor” a todos los ciudadanos. Ni las grandes ni las pequeñas, según han explicado a este periódico. “Estamos esperando a que el Gobierno concrete de forma definitiva y oficial la medida de los cinco céntimos”, indica un portavoz de BonArea, que cuenta con una red de 57 gasolineras. “Nosotros llevamos ya muchos años aplicando precios para todos los usuarios con importantes diferenciales de precio, hasta 20 céntimos el litro respecto a las grandes petroleras, y eso lo conseguimos, entre otras acciones, ajustando al máximo nuestros márgenes, que son muy reducidos”, sostiene.

Fuentes de otra petrolera independiente aseguran que están “perdidos”, porque aún no saben cómo actuar. Dicen que han recibido una carta del ministerio, pero con indicaciones no muy precisas. Los responsables de las estaciones de servicio les están llamando para preguntarles, pero no saben qué contestarles, lamentan. Los miembros de UPI se citaron el pasado viernes para discutir el asunto, y las reuniones en cada una de las empresas continuaron este lunes, a la espera de lo que apruebe el Consejo de Ministros. En parecidos términos se han expresado Avia –169 gasolineras– y Disa –583–, consultadas por infoLibre al respecto. “Desconocemos cómo va a implementar el Gobierno estas medidas”, indica Dyneff.

En la misma dirección ha apuntado la Confederación Española de Empresarios de Estaciones de Servicio (CEEES). Según denuncia, las pequeñas y medianas gasolineras carecen de capacidad financiera para adelantar los descuentos universales anunciados por el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez. Por ese motivo, le piden que “aclare con la mayor celeridad posible cuál será el mecanismo de ejecución del descuento generalizado en los carburantes”. La patronal critica que, pese a haber solicitado en reiteradas ocasiones al Gobierno que le detallara cómo se va a efectuar la rebaja de precio, a día de hoy aún desconoce el procedimiento elegido. Además, advierte de que la medida será “absolutamente ineficaz”, si no se crean mecanismos que garanticen que la rebaja llega a los bolsillos de los consumidores. A su juicio, serían preferibles las reducciones fiscales, tanto del IVA como del Impuesto Especial de Hidrocarburos, y nuevas líneas de crédito y avales del ICO para las pymes de la distribución de combustibles.

El Ministerio de Transición Ecológica, que dice mantener una “conversación” con las petroleras, remite a su vez al Ministerio de Hacienda como interlocutor en esta materia. Y éste se limita a detallar que el consumidor percibirá la rebaja “en el momento de repostar”. En la tarde de este lunes aún se estaba redactando el real decreto-ley. En total, las ayudas directas y las rebajas de impuestos del plan de choque de respuesta a la guerra en Ucrania ascenderán a 6.000 millones de euros, pero el Gobierno no ha desglosado cuánto costarán las bonificaciones. Cuando se hicieron públicas las rebajas para transportistas, se mencionó la cifra de 600 millones de euros. Pero ahora tampoco se sabe si se ampliará el “mínimo de cinco céntimos” de las petroleras más allá de los descuentos de 10 a 14 céntimos ofrecidos para los clientes fidelizados. Esos 6.000 millones se pagarán con una ampliación de crédito, apunta Hacienda. En principio, las rebajas en los combustibles se prolongarán hasta el 30 de junio, durante tres meses.

La gasolina de 95 octanos se vendía este lunes en España a un precio medio de 1,841 euros el litro, mientras que el gasóleo llegaba a los 1,867 euros. Desde abril de 2021, el gasóleo ha aumentado su precio un 57,4%, mientras que la gasolina lo ha hecho un 38,5%. Desde el pasado día 23, además, el gasóleo cuesta unos céntimos más que la gasolina. Los 20 céntimos de rebaja dejarían ambos carburantes en el precio que tenían durante la primera semana de marzo, antes de que empezaran los paros de los transportistas, el día 14.

Las petroleras se han apresurado a anunciar los descuentos que ofrecerán a transportistas y conductores particulares hasta el 30 de junio para paliar el daño que los precios récord de los combustibles están infligiendo a los bolsillos de profesionales y clientes domésticos. Superan ampliamente el mínimo de cinco céntimos que anunció el Gobierno tras llegar a un acuerdo de madrugada con los transportistas. Con dinero público se subvencionarán 15 céntimos por litro de carburante, no importa la estación de servicio. Además, Repsol y Cepsa descontarán 10 céntimos por litro en sus gasolineras, mientras BP España llegará hasta los 14 céntimos. infoLibre también ha preguntado a la portuguesa Galp y la italiana Eni cuál iba a ser su aportación, pero no ha obtenido respuesta.

Por su parte, los llamados operadores independientes, integrados en UPI (Unión de Petroleros Independientes), mantuvieron una reunión en la tarde del viernes para decidir cuál va a ser su aportación al esquema de ayudas del Gobierno. Según explicó el portavoz de una de estas empresas, no han tenido tiempo aún de ponerse en marcha. Una de ellas, la kuwaití Q8, que cuenta con 181 estaciones de servicio en España, ha concedido una rebaja de ocho céntimos el litro en sus gasolineras en Italia.

UPI envió el pasado jueves una carta a la ministra de Transportes, Raquel Sánchez, en la que le explican que los independientes “no son equiparables” a los grandes operadores y exponen las dificultades que tienen para colaborar en los descuentos. “También somos un sector castigado [por los elevados precios del crudo]”, asegura a este periódico un portavoz de la asociación. En la carta incluyen sus propuestas, “factibles legal y económicamente, y bastante sensatas” para hacer frente a la crisis de precios.

Entre estos operadores se encuentran la catalana Meroil, que cuenta con 150 gasolineras, la citada Q8, la vasca Avia –176– y la canaria Disa, con 583 estaciones, según las estadísticas publicadas por UPI. Muy lejos, por tanto, de las redes de Repsol –3.331 gasolineras–, Cepsa –1.504–, BP –775– o Galp –570–, de acuerdo con la última memoria de AOP (Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos).

Estos grandes operadores reunidos en AOP presentaron al Gobierno sus alternativas en la reunión a la que éste les convocó el pasado martes. Entonces Transportes les emplazó a hacer propuestas en un plazo de 48 horas que terminó mientras representantes de tres ministerios negociaban con el Comité Nacional del Transporte por Carretera (CNTC) cómo acabar con los paros que han puesto en jaque el suministro de industrias y comercios en toda España. En el caso de AOP, sus planteamientos fueron únicamente fiscales: rebajas del IVA de los carburantes y del Impuesto Especial de Hidrocarburos. “Nunca podemos entrar en temas comerciales”, advierten, al igual que en UPI: “Nada sobre concertar precios”.

Los descuentos, al igual que ya ha ocurrido en Francia e Italia, los ha decidido cada empresa de forma voluntaria. Todos ellas los conceden únicamente a los poseedores de sus respectivas tarjetas de fidelización. Repsol ofrece 10 céntimos de descuento desde este sábado y hasta el 30 de junio a los transportistas que posean una tarjeta Solred. Ya antes rebajaba 10 céntimos a los clientes particulares que se hubieran descargado su app de pago Waylet, una medida que en principio iba a estar vigente sólo hasta el 18 de abril y ahora se extiende también hasta el 30 de junio. Repsol dice que, hasta el momento, 600.000 repostajes se han beneficiado de ese descuento. El límite para obtenerlo son 60 litros por aprovisionamiento. Y se podrá conseguir para todo tipo de combustible: gasolina, gasóleo, gas natural para vehículos y gas licuado.

El esquema de Cepsa es casi idéntico. Quienes estén adheridos a su programa de fidelización Porque Tú Vuelves disfrutarán de una deducción de 10 céntimos por litro, tanto profesionales como particulares. También hasta el 30 de junio.

La bonificación de BP España es mayor en cuantía: 12 céntimos a particulares que posean la tarjeta Mi BP y se adhieran a la promoción Ahorro de Locos, y 14 céntimos –dependiendo del tamaño del camión– para transportistas que cuenten con la tarjeta Routex. También hasta el 30 de junio.

infoLibre ha preguntado también a Galp y Eni si se van a sumar a los descuentos, pero al cierre de esta edición no ha obtenido respuesta. En Italia Eni concede rebajas de cinco céntimos en el repostaje de gasolina y de siete en el de gasóleo. Los abaratamientos ofrecidos por las petroleras italianas han sido en general menores: Tamoil e IP, siete céntimos, y Q8 ocho céntimos. En Francia, TotalEnergie iguala a Repsol y Cepsa, con 10 céntimos el litro.

Sumando estas rebajas más los 15 céntimos que aportará el Estado, el ahorro en el surtidor, para un repostaje de 60 litros, asciende a entre 15 y 17,4 euros. Según los cálculos de UNO, la patronal logística, las ayudas directas que otorgará el Gobierno, entre 500 –para furgonetas– y 1.250 euros –para camiones–, beneficiarán a 260.000 camiones y 115.000 furgonetas. Además, la patronal CETM cifra en 700 euros mensuales el importe del ahorro en combustible para un camión gracias a las bonificaciones en surtidor y de 100 euros para las furgonetas. Si a las ayudas directas y a los descuentos en surtidor se añaden los 70 y 10 euros que se les descuenta en el AdBlue –un aditivo que reduce las emisiones de óxidos de nitrógeno de los motores diésel– a ambos tipos de vehículos, la factura total durante tres meses se reduce en 3.560 euros para los camiones y 830 euros para las furgonetas.

El montante total de estas ayudas directas asciende a 450 millones de euros, que beneficiarán igualmente a autobuses –950 euros– y taxis, VTC y ambulancias –300 euros–. Los descuentos del combustible suman 600 millones más.

Además, el ICO ampliará el plazo de vencimiento de los créditos que avala hasta ocho y 10 años, así como el periodo de carencia en seis meses. Y creará una nueva línea de crédito, con 12 meses de carencia, que se añadirá a las líneas ofrecidas con motivo de la pandemia. También se ha duplicado, hasta los 20 millones de euros, la partida de ayudas al abandono de la profesión de transportista.

Si los clubes tuvieran que vivir sólo del fútbol, hace mucho tiempo que habrían quebrado. En sus cuentas de resultados casi lo de menos es el balón. El Real Madrid ingresó en 2019 –las cifras de 2020 están distorsionadas por la pandemia, que vació los estadios– 205,7 millones de euros por la venta de entradas y 54,3 millones más gracias a sus abonados y socios. Por las retransmisiones de los partidos, 173 millones y por explotar sus instalaciones deportivas, 27 millones de euros. Pero en concepto de patrocinios y publicidad facturó mucho más, 295,1 millones. Es decir, el 40% de su cifra de negocio procede de la gigantesca valla publicitaria en que se ha convertido el club blanco. Sólo con lo que ingresa por su actividad comercial casi podría pagar los astronómicos sueldos del primer equipo, que suman una nómina anual de 308,47 millones de euros.

Cada esquina del estadio Santiago Bernabéu o del campo de entrenamiento de Valdebebas, una manga de las camisetas de los jugadores o los coches, cosméticos y trajes que utilizan Sergio Ramos, Marcelo o Isco proporcionan al Real Madrid el verdadero sustento con que cierra sus ejercicios económicos.

Según un informe de la firma de investigación de mercados Nielsen, el valor mediático generado por el Real Madrid –la visibilidad del patrocinador traducida a euros– para la aerolínea dubaití Emirates ascendía en 2018 a 147,83 millones de euros, el de Adidas a 75,63 millones –casi el doble del que le proporciona el Manchester United– y el de Movistar a 34,71 millones. Y eso sólo considerando partidos e informativos de televisión y su presencia en las redes sociales. Los analistas de Nielsen excluyeron de la medición a la prensa y los medios digitales, así como la web del club y las cuentas de los jugadores en las redes sociales.

Es a ese valor mediático donde se ha agarrado el fondo Providence para buscar el máximo rendimiento a su reciente inversión en el club. Como ha publicado infoLibre, el objetivo de los estadounidenses es multiplicar los ingresos por patrocinio de los blancos en un corto periodo de tiempo, cuatro años que pueden llegar a nueve –tras la renegociación del acuerdo el pasado año– dependiendo del éxito del proyecto. Incluso instaron a la contratación por más de un millón de euros a un ejecutivo estrella para duplicar sus beneficios en esta partida. A cambio, el club recibirá del fondo más de 200 millones de euros para financiarse. Aunque no todos los contratos de patrocinio del club merengue entran en su perímetro de negocio, el área que les permitirá recuperar su inversión. Fuera han quedado los más golosos, como los que Florentino Pérez ha firmado con la aerolínea Emirates y el fabricante de ropa deportiva Adidas, precisamente los dos principales socios comerciales del Real Madrid.

Emirates lleva desde 2013 luciendo logo en las camisetas del primer equipo. Y en ellas seguirá al menos hasta 2022, a cambio de 261,5 millones de euros las cinco temporadas. Cada año sale a unos 50 millones de euros: 41,5 millones en 2016/2017, que se van incrementando hasta alcanzar los 50,7 millones el último ejercicio, según el contrato renovado en 2017, uno de los miles de documentos de Football Leaks compartidos por la revista Der Spiegel con la red European Investigative Collaborations (EIC), a la que pertenece infoLibre.

La “falta de ambición” de Adidas“falta de ambición” de Adidas

Adidas es socio comercial del Real Madrid desde mucho antes, 1998, aunque sus relaciones han tenido altibajos. Pese a ello, en mayo de 2019 ambos firmaron la extensión del acuerdo de patrocinio nada menos que hasta 2028. Según los documentos de Football Leaks, el canon fijo que la marca alemana pagó al club merengue en 2017 ascendió a 43,8 millones anuales, más otros 34 millones de royalties, el 22,5% de los 150 millones de euros que facturaba por las ventas. Hasta la renovación, vestir a los madridistas le costaba a Adidas unos 84 millones de euros al año. El nuevo contrato garantiza a los blancos aún más dinero: unos ingresos anuales que fuentes periodísticas han llegado a cifrar en 110 millones de euros durante una década.

No obstante, el Real Madrid acabó muy decepcionado con el rendimiento de las tiendas que gestionaba Adidas a través de una filial, Global Merchandising. Las ventas declinaban pese a cada nuevo y mayor éxito deportivo del equipo de fútbol. Hasta el punto de que el director general del club, José Ángel Sánchez Periáñez, llegó a redactar una carta dirigida al consejero delegado de la firma alemana, Kasper Rørsted, para quejarse de la falta de “ambición” de la marca a la hora de vender los artículos del Real Madrid.

“No importa el éxito sin precedentes de nuestro equipo o los extraordinarios jugadores que lo integran, vuestras previsiones de ventas siempre oscilan entre 125 y 140 millones de euros. Tras conseguir la 13ª Champions vuestras previsiones para la temporada son de 120 millones, lo que se traduce en una reducción del 15% respecto al año pasado y en un horizonte de ventas por debajo de los logros de hace cuatro años”, se lamentaba Sánchez Periáñez, quien critica la “falta de inversión, la gestión deficiente y la falta de surtido e inventario” de la tienda que Adidas tiene en el Santiago Bernabéu.

Así que el pasado julio, el club cambió de socio y suscribió un acuerdo con la empresa estadounidense Legends Hospitality para que se haga cargo de las ventas de material deportivo de Adidas tanto en las tiendas físicas como en internet.

Litigio con Cepsa, socio de Movistar

El que estaba llamado a ser el contrato del siglo era el patrocinio del estadio Bernabéu por el grupo petrolero IPIC (International Petroleum Investment Company), dueños de Cepsa. A cambio de un pago anticipado de 425 millones de euros en 2017 –los tres primeros años de un contrato de 20–, el estadio de Concha Espina iba a ser rebautizado con el nombre de la compañía de Abu Dabi. El dinero debía servir para financiar la costosísima reforma del Bernabéu.

El contrato fue firmado en octubre de 2014, aunque el acuerdo se había alcanzado en una reunión previa, celebrada en abril, en el Hotel Emirates Palace de Abu Dabi, con ocasión de un foro empresarial hispano-emiratí presidido por el rey Juan Carlos I. En nombre de IPIC lo selló Jadem Al Qubaisi, que fue arrestado en agosto de 2017 por su implicación en el desvío de 3.000 millones de dólares del fondo soberano 1Malaysia Development Berhad (1MDB).

Desde la firma y hasta 2017, IPIC ya pagaba 12 millones de euros al Real Madrid por el patrocinio de Cepsa.

Sin embargo, ese año IPIC se fusionó con Mubadala Development por decisión del Gobierno del emirato, formando un gigantesco fondo de inversión soberano cuyo vicepresidente es Mansur Bin Zayed Al Nahyan, también propietario del Manchester City. La relación con el grupo emiratí dio un vuelco.

Después de que el Tribunal Superior de Justicia de Madrid anulara en 2015 el Plan General de Urbanismo de la capital, el Real Madrid tuvo que hacer algunos cambios en el proyecto del estadio. Los de Abu Dabi consideraron “sustanciales” esas modificaciones y las esgrimieron para resolver el contrato con el club. Por el contrario, el equipo de Florentino Pérez alegaba que el proyecto se mantenía al 100% como se había firmado con la petrolera y llevó la disputa a la Corte Internacional de Arbitraje de París, que en teoría debe dictar un laudo en breve. Cepsa desapareció de inmediato de los espacios publicitarios del club, mientras que el nombre del estadio madrileño permanece virgen hasta hoy.

Tras Adidas y Emirates, Movistar es el patrocinador que más rendimiento mediático obtiene de su inversión en el Real Madrid, 50 millones de euros según los cálculos de Nielsen. Hasta 2018 su contrato le garantizaba al Real Madrid 15 millones de euros anuales. Las negociaciones para su renovación las llevó en persona el propio Florentino Pérez. Movistar quería rebajar su factura a 10 millones, pese a que patrocinar al club blanco le redunda esos 50 millones de euros, según defiende el propio Real Madrid, más otros 11 millones en redes sociales. La compañía de José María Álvarez-Pallete argumentaba que al Barça le pagaba menos.

En el momento de renegociar el acuerdo, además, Movistar había puesto el ojo en algunos contratos para construir el nuevo Bernabéu. En concreto el que por entre dos y dos millones y medio de euros licitaba la ingeniería tecnológica del estadio y por el que competía con IBM, Siemens, Atos e Indra. También, informa el equipo directivo a Florentino Pérez antes de una reunión con Movistar, la operadora estaba interesada “de una forma u otra en prácticamente todos” los proyectos de suministros del recinto de Concha Espina, que sumaban 100 millones de euros.

Finalmente, Movistar no sólo se publicita en los primeros equipos de fútbol y baloncesto masculinos, sino que también ha añadido el femenino desde diciembre de 2020. Además, es socio tecnológico del club: le provee de fibra óptica y wifi tanto en el Bernabéu como en Valdebebas y se encarga de buena parte del proyecto de digitalización del club.

Proveedores de servicios y patrocinadores

Nivea es el cuarto patrocinador en aportación de ingresos al club. Llegó en 2012 sólo con su filial en España, pero desde la temporada 2017/2018 ya es patrocinador global. Tiene contrato hasta 2022, por un total de 37,71 millones, a razón de 7,5 millones por temporada, cinco veces la factura que pagaba cuando comenzó a publicitarse con los jugadores blancos.

Caixabank fue durante tres años y hasta el pasado mes de junio patrocinador del Real Madrid, con un contrato que reportó a los blancos 15,2 millones de euros por tres temporadas y media. Como en el caso de Movistar, que proporciona al club todo tipo de servicios de telefonía, el banco catalán también era uno de sus suministradores de servicios. Funcionaba como socio en su operativa financiera: en su día cambió a Caja Madrid por La Caixa para la venta de entradas en internet, e incluso los pagos de nóminas y a proveedores los realizaban los merengues a través de la entidad catalana. A esa relación se le sumó desde 2017 la de patrocinio. Pero ambas se rompieron en junio del año pasado. Liberbank, fusionado desde el pasado diciembre con Unicaja, sustituyó entonces a Caixabank. El nuevo banco oficial del Real Madrid ha firmado por cinco temporadas, hasta 2026.

Otro patrocinador y proveedor de servicios para el club es Sanitas, el gigante de la sanidad privada. Tiene contrato hasta el próximo mes de junio en ambos casos. Como prestador de cuidados médicos para sus jugadores, la aseguradora le cobra al Real Madrid 1,35 millones de euros anuales. Como patrocinador, Sanitas pagó a los blancos los tres últimos años 9,9 millones de euros.

Ocho casas de apuestas

Audi lleva desde 2013 unido a los merengues y seguirá hasta 2022. Además de otras promociones, los futbolistas del primer equipo conducen sus coches de más alta gama, que les son entregados en un acto al que se convoca a la prensa. Cada año, los medios reproducen qué modelo ha escogido cada uno de ellos. En 2019, el barroco y delirante David LaChapelle, que lo mismo retrata a Kim Kardashian que a Lady Gaga, firmó la sesión fotográfica con el equipo y los vehículos. Este año, el evento ha sido mucho más sobrio. Cinco millones de euros al año le cuesta al fabricante alemán la promoción de su marca, según los documentos de Football Leaks.

Con los neumáticos surcoreanos Hankook, el Real Madrid ha renovado hasta 2023. Su primer contrato, firmado en 2016, le garantizaba 4,3 millones de euros anuales. El de Mahou era de un importe similar, 4,5 millones de euros, y el de Coca-Cola, 1,2 millones.

Un capítulo aparte merecen las casas de apuestas. El Real Madrid mantiene o ha mantenido relaciones de patrocinio con hasta ocho de empresas de juego: Codere, Betcart, Manbetx, Betfair, Bet Ghana, Bwin, Fonbet y KOK Sports. Hasta este año, al menos, Codere sigue siendo su casa oficial de apuestas en España, lo que a la marca le costaba 3,2 millones de euros anuales hasta 2019. Una situación que puede cambiar con la entrada en vigor del real decreto que obliga a los clubes a cancelar los contratos de patrocinio que mantengan con empresas de apuestas en territorio nacional antes del 31 de agosto.

Con Fonbet acaba de firmar este mismo mes de enero y con KOK Sports, el pasado mes de julio. La primera cubre Rusia, Bielorrusia y Kazajistán; la segunda, Asia, donde hasta junio de 2020 tenía un acuerdo con Manbetx por 2,2 millones de euros anuales. Bet Ghana tenía comprometidos 2,3 millones anuales para cubrir las apuestas en África y Betcart, por 1,2 millones anuales, se encargaba del Reino Unido, Portugal y Oriente Próximo. Con Bwin, su anterior socio de apuestas, el contrato llegó a los 4,5 millones en 2016, cuando fue sustituida por Codere.

España es el segundo país de la Unión Europea que más derechos de emisión de gases con efecto invernadero compró entre 2008 y 2012. Sólo superada por Alemania, la gran potencia industrial del continente, que adquirió 303,9 millones de toneladas de CO2, España se hizo en esos años con 107,66 millones. Más que Reino Unido, Francia o Italia. Al país que más derechos compró fue a China, nada menos que 59,3 millones de toneladas, seguido de Ucrania e India. El cuarto mayor vendedor a España fue Rusia, 8,31 millones de toneladas. Se trataba de un sistema perfectamente legal, certificado y bendecido por Naciones Unidas y la Unión Europea. Pero que ha recibido múltiples críticas no sólo por fracasar en su propósito de reducir las emisiones de estos gases nocivos, sino también por fomentar el fraude. Más de una tercera parte de esos muchos millones de toneladas en créditos comprados por empresas españolas –un 36%– corresponde a tres proyectos señalados desde 2015 como una estafa que hizo ricos a empresarios rusos y, para más escarnio, incluso aumentó la expulsión de gases de efecto invernadero a la atmósfera.

El mercado de derechos de emisión de estos gases nació con el Protocolo de Kioto, que se firmó en 1997 para luchar contra el cambio climático. Está en pleno funcionamiento desde 2008 en Europa e incluye tres mecanismos: el comercio de emisiones, el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) y la Implementación Conjunta (IJ). El primero se basa en el uso de instrumentos económicos para conseguir un beneficio medioambiental: la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero –dióxido de carbono (CO), metano (CH), óxido nitroso (NO), hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) y el hexafluoruro de azufre (SF).– Los otros dos son sistemas basados en proyectos para lograr el mismo objetivo. La implementación conjunta debería haber servido para reducir emisiones en los países industrializados y el mecanismo de desarrollo limpio para recortarlas en los países en desarrollo. Así, un país invierte en un proyecto de reducción de emisiones situado en otro y, a cambio, recibe un crédito. Cada crédito permite a la empresa que lo compra emitir una tonelada de gas de efecto invernadero, pero siempre que no se emita otra tonelada de esos gases en otra parte del mundo. Este sistema estuvo vigente hasta diciembre de 2015 para las emisiones producidas entre 2008 y 2012, el periodo en el que se produjo el fraude.

El periódico danés Politiken, miembro de la red de medios European Investigative Collaboration (EIC), al igual que infoLibre, ha publicado una base de datos que contiene información sobre más de 5.000 empresas de 29 países europeos. Todos los datos proceden de fuentes oficiales de la UE y de Naciones Unidas, en concreto del Registro de Transacciones de la Unión Europea y de las bases de datos de la ONU sobre el Mecanismo de Desarrollo Limpio y los proyectos de Implementación Conjunta. Gracias a ese trabajo es posible conocer qué empresas y en qué cantidades compraron los créditos. No sólo de los proyectos de alta calidad que redundaron en una reducción de las emisiones de gases nocivos, sino también de los que sólo fueron utilizados por las empresas para obtener una etiqueta ecológica y de los que fueron sencillamente un fraude.

De hecho, en vista de los resultados y las críticas, el Acuerdo de París prevé la creación de nuevo mercado de compensación de emisiones que reemplace al nacido tras el Protocolo de Kyoto.

De esta forma, los datos desvelados por Politiken han puesto nombre a un fraude que fue desvelado en 2015 por la revista Nature y el periódico alemán Süddeutsche Zeitung. Según la primera, algunas fábricas rusas de materiales plásticos aumentaron entre 2008 y 2012 sus emisiones de gases de efecto invernadero hasta niveles sin precedentes y de forma artificial; es decir, expulsaban más gases no porque produjeran más plástico, sino porque de forma “deliberada” eran operadas “de manera ineficiente” para emitir más productos de desecho de la fabricación de plástico, explica el segundo. Después, vendían los créditos por recortar esas emisiones a la atmósfera y ganaban millones. El periódico alemán asegura que el 40% del aumento de los ingresos de una de estas empresas en 2012 procedía de la venta del producto de desecho, unos 200 millones de dólares –168,6 millones de euros al cambio actual–.

Aunque el fiasco es extensible a todo el mecanismo de Implementación Conjunta, de acuerdo con las investigaciones de Anja Kollmuss, Lambert Schneider y Vladislav Zhezherin, del Instituto del Medioambiente de Estocolmo. Por culpa de este sistema se expulsaron a la atmósfera 600 millones de toneladas de gases de efecto invernadero más de las que se habrían emitido si los países hubieran alcanzado sus objetivos de reducción dentro de sus fronteras, aseguran.

Eléctricas, cementeras, aerolíneas

Pues bien, hasta diciembre de 2015 un total de 77 empresas españolas compraron derechos de emisión de gases con efecto invernadero a tres proyectos rusos de Implementación Conjunta que las investigaciones de Nature, Süddeutsche Zeitung y Politiken han puesto bajo sospecha. Uno de ellos estaba diseñado para destruir SF en la factoría de la empresa Halopolymer en la ciudad de Perm, cerca de los Urales, otro para destruir el mismo gas y HFC- en la planta de KCKK Polimer en Kirovo-Chepetsk y un tercero para reducir HFC- en Halogen, también en Perm. El dueño de estas plantas durante aquellos años es Dimitri Mazepin, un oligarca al que la revista Forbes llegó a colocar como el décimo hombre más rico de Rusia, se deja fotografiar con Vladimir Putin y lleva años intentando comprar un equipo de Fórmula 1 para que su hijo Nikita compita en la categoría reina de la velocidad.

Entre esas 77 empresas figuran las mayores energéticas del país: Endesa, Naturgy, Iberdrola, Cepsa, Repsol, Petronor. También Bizkaia Energia. Además de cementeras como Lafarge-Holcim y Cementos Lemona, empresas de cerámica como Porcelanosa, la aerolínea Air Nostrum, la maderera gallega Finsa, vidrieras, conserveras y papeleras como Torraspapel y Miquel i Costas. En el mercado europeo, están obligadas a participar las eléctricas, la siderurgia, las cementeras, refinerías, papeleras, cerámicas, las aerolíneas y las industrias petroquímicas y productoras de aluminio y amoníaco. La UE, que es el tercer mayor emisor de COdel planeta, se ha impuesto como objetivo para 2030 recortar sus emisiones en un 40% respecto al nivel de 1990.

Si el foco se extiende a los derechos de emisión de todo tipo de gases en todos los países incluidos en la base de datos publicada por Politiken, se comprueba que en esos años acudieron a este mercado también las principales factorías españolas de automóviles –Seat, Citroën, Opel, Renault, Iveco, Santana–, las aerolíneas –Iberia, Volotea, Air Europa, Vueling–, la siderometalúrgica Arcelor, la alimentaria El Pozo y hasta las cerveceras Heineken y Estrella Galicia.

La investigación del Instituto del Medio Ambiente de Estocolmo analizó una muestra aleatoria de 60 proyectos del mecanismo de Implementación Conjunta y descubrió que en el 43% de ellos su intervención no había tenido efecto alguno –no había lo que los expertos llaman adicionalidad– y en otro 27% su eficacia era cuestionable. Después examinaron los seis mayores proyectos en detalle y sólo la integridad medioambiental de uno de ellos, para reducir óxido nitroso, era “alta”. El 80% de los derechos emitidos procedía de proyectos con una integridad medioambiental baja o cuestionable, aseguran, porque o bien no habían tenido efecto o la reducción de emisiones real que presentaban estaba sobreestimada. Además, el 97% de estos derechos carecieron de cualquier tipo de supervisión internacional, en concreto la que lleva a cabo el JISC, un organismo dependiente de Naciones Unidas.

El HFC- o fluoroformo, cuya capacidad de calentamiento global es casi 13.000 veces la del CO, se genera en la producción de HFC-, utilizado como refrigerante en neveras y aparatos de aire acondicionado, además de como materia prima para fabricar teflón. Para reducirlo se puede optimizar el proceso de producción o instalar equipos que lo queman. El SF o hexafluoruro de azufre se emplea como aislante en equipos de distribución de electricidad. Su potencia de calentamiento global es 24.000 veces la del CO. También se elimina con equipos que lo queman.

Más barato contaminar que producir

Los tres proyectos señalados por el fraude sumaron 54 millones de toneladas en derechos de emisión, pero de ellos, entre 28 y 33 millones fueron ficticias. Las plantas aumentaron sus emisiones de estos gases nocivos precisamente cuando estaban en marcha los proyectos para reducirlas. Es más, se dispararon “hasta niveles sin precedentes” a partir del segundo trimestre de 2011, cuando los proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio –los que pretendían reducir los gases nocivos en países en desarrollo– para eliminar las emisiones de HFC- empezaron a recibir críticas, que llevaron a la UE a prohibir su inclusión en el mercado de derechos. Mientras, las emisiones de SF también se elevaron, a un mínimo de 93 toneladas al año entre 2008 y 2012, cuando en 2007 no superaban las 29 toneladas.

Los autores culpan a los “incentivos perversos” que generaba el sistema. El precio de uno de estos créditos era en 2011 de 10 euros, aunque había llegado a 25-30 euros en 2007 y 2008, cantidades muy por encima de lo que costaba producir HFC-22 o quemar el HFC-23 resultante. De ahí que la expulsión a la atmósfera de HFC- fuera mucho mayor que el aumento de fabricación de . Las factorías hicieron crecer sus emisiones con el único propósito de emitir más créditos que vender a empresas extranjeras. Era mejor negocio que producir polímeros.

Además, los informes que elaboraban las empresas rusas estaban llenos de lo que los investigadores suecos denominan con mucha cautela “inconsistencias”. Por ejemplo, aseguraban que habían incinerado más HFC-23 que el que habían producido, o que las emisiones fugitivas –los escapes, emisiones irregulares o esporádicas– eran negativas –lo que los investigadores destacan como “técnicamente imposible”–. A partir de 2002 el proyecto de Halogen dejó de dar datos sobre generación de HFC-.

infoLibre ha preguntado sobre todo ello a una decena de las empresas españolas que compraron créditos de los tres proyectos rusos. Todas eluden cualquier tipo de responsabilidad. Explican que no realizaron ninguna operación con las empresas rusas, sino que compraron los créditos a través de intermediarios. Además, se trataba de proyectos verificados por auditores acreditados internacionalmente, resaltan. Y los procedimientos habían sido establecidos por Naciones Unidas y la Unión Europea. Ninguna parece interesada en reclamar o denunciar el fraude.

A través de intermediarios

De acuerdo con los datos de Politiken, Naturgy adquirió un total de 402.334 toneladas, de las cuales la mayoría procedían de Halopolymer. Pero también adquirió derechos, 602.666 toneladas, a través de la central térmica de Antares (León), cuya propiedad compartía con Endesa hasta que fue cerrada en 2018. A través de Nueva Generadora del Sur (Cádiz) cuya titularidad compartía con Cepsa, compró 60.000 toneladas más de los otros dos proyectos rusos. Naturgy traslada la responsabilidad de la emisión de estos derechos a Naciones Unidas y asegura que los utilizó para cumplir con su objetivo de emisiones de 2011 “sin ningún tipo de problema o advertencia por parte de organismos oficiales”. Aunque también reconoce que el proyecto de Halopolymer estaba entre los clasificados como “track 1”, es decir, los que carecían de cualquier tipo de supervisión internacional, sólo la que aplicara el país en cuestión. Rusia, en este caso.

Cepsa compró 200.000 toneladas a Halopolymer “a través de un agente del mercado”, indica que la documentación “estaba en regla” y que fue la sociedad de certificación Bureau Veritas la que verificó el proyecto y su cumplimiento.

Repsol compró un total de 356.728 toneladas, 291.864 a Halopolymer y el resto a Halogen, pero no ha querido responder a las preguntas de infoLibre sobre las operaciones.

Iberdrola adquirió 250.000 derechos a Halopolymer pero, como realizó la compra a través de “brokers y mercados organizados”, dice desconocer “cuáles fueron las empresas vendedoras que disponían de los derechos de emisión”. “Iberdrola no ha tenido nunca conocimiento de haber comprado derechos de emisión a la empresa mencionada”, respondió a este periódico.

La cementera Lafarge-Holcim, que se hizo con 96.021 toneladas, señala que tenía “la certeza” de que estos derechos eran “admisibles” por el mero hecho de que estaban contenidas en el Registro de la Unión Europea. “El propio sistema otorga la seguridad jurídica necesaria para el intercambio de derechos”, concluye.

Air Nostrum consiguió de Halopolymer 8.033 toneladas en derechos de emisión. Pero sólo reconoce una compra posterior al periodo analizado, en 2013, y por importe de sólo 642,64 euros. “Siempre hemos asumido que los derechos que se intercambian en la plataforma internacional ICE [Intercontinental Exchange] son de curso legal y cumplen con las normas del Protocolo de Kyoto”, resumen fuentes de la aerolínea.

La maderera gallega Finsa se hizo con 24.000 derechos de emisión de Halopolymer. Un portavoz afirma que la empresa carece de registros que le permitan comprobar las operaciones anteriores a 2012. Pero como fueron “proyectos regulados y validados por las autoridades”, aseguran que “todos se hicieron dentro del sistema”. En 2018 compraron otras 20.000 toneladas en derechos de emisión, por importe de 338.000 euros.

La compra de Porcelanosa a Halopolymer alcanzó las 2.993 toneladas, según la base de datos danesa, pero la cerámica castellonense sólo reconoce una operación de 4.771 toneladas, por importe de 562 euros, en 2014 y a través de un intermediario, FactorCO2 Integral Trading Services. La califica de “compra testimonial” y subraya que “no conoce ni ha tenido relación alguna de ningún tipo con las empresas rusas” mencionadas.

Entidades certificadores criticadas

Este periódico también ha preguntado a las firmas intermediarias –Futura Energía, Axpo Iberia, Vertis– por estas operaciones, pero ninguna de ellas ha contestado a las preguntas que este periódico le ha formulado.

En el momento de hacerse públicas las irregularidades en los proyectos de estas empresas rusas, los investigadores ya señalaron a las entidades certificadoras independientes por su responsabilidad en el fraude. Se trata de sociedades de certificación como Bureau Veritas o Det Norske Veritas. Según el Instituto del Medio Ambiente de Estocolmo, Bureau Veritas verificó el 56% de los proyectos de Implementación Conjunta entre 2008 y 2012 y el 78% de los derechos emitidos. Tras analizarlos, resultó que en el 77% de los proyectos validados por esta sociedad francesa se había sobredimensionado su efectividad. “No identificaron errores obvios ni inconsistencias, hicieron asunciones cuestionables o pasaron por alto cambios en los proyectos o en los planes de control”, subrayan los investigadores suecos a propósito de las sociedades certificadoras, que en muchos casos fueron seleccionadas y remuneradas por las propias empresas participantes en los proyectos. A su juicio, el conflicto de interés es obvio.

Preguntada por infoLibre, Bureau Veritas ha rechazado “facilitar información sobre los proyectos de sus clientes por obligación de confidencialidad y política de datos protegidos”.

¿Quién se hace responsable?

Pedro Linares, profesor de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI y experto en energía y medioambiente, cree que la responsabilidad es más de las empresas certificadoras que de los intermediarios. “Las certificaciones no se hicieron bien o se hicieron de forma... creativa”, apunta. En su opinión, el sistema era legal, los proyectos estaban certificados y las empresas no tienen por qué saber de dónde vienen los derechos. Pero admite que sí se sabía que “había mucho humo” en el sistema.

“El problema es quién le pone el cascabel al gato”, lamenta, en un sistema de gobernanza internacional donde la capacidad para poner multas es muy limitada. Con el Mecanismo de Desarrollo Limpio, el que regulaba la reducción de emisiones en países en desarrollo, las irregularidades llevaron a la destitución del comité de Naciones Unidas que debía supervisarlo, recuerda Linares, quien advierte de que ahora el marco de actuación ha cambiado. Explica que China, por ejemplo, construía factorías que producían gases de refrigeración con tecnología obsoleta, sólo para cambiarla después y ganar dinero con la actualización.

Pero, en todo caso, achaca estos “abusos puntuales” más al Protocolo de Kyoto que al mercado. Y advierte de que pueden seguir produciéndose fraudes parecidos a los de los proyectos de Implementación Conjunta en sectores no regulados, en actuaciones privadas para compensar emisiones. Que alguien se comprometa a reforestar una zona para compensar emisiones –de aviones, por ejemplo–, pero esa repoblación no se lleve a cabo.

El Ministerio de Transición Ecológica también traslada la responsabilidad a otra parte. En su caso, a la UE. “El problema incide a nivel comunitario, por tanto las medidas de actuación que se derivaran tras comprobar esa supuesta estafa se aplicarían de manera común en el ámbito de la Unión”, detalla. De todas formas, el ministerio explica que el funcionamiento del sistema se ha ido afinando con el tiempo y que desde 2013 está prohibido el uso de créditos generados por la destrucción de HFC-23.

Aunque Transición Ecológica asegura que no existen datos oficiales de los precios de mercado de estas emisiones, el último informe de la Oficina Española de Cambio Climático, correspondiente a 2018, recoge que el precio medio de la tonelada de gas con efecto invernadero en las subastas que se celebraron ese año fue de 15,68 euros, casi cuatro veces más que en 2013 y el precio más alto desde 2012. Para 2020, España se había comprometido a rebajar un 10% con respecto a 2005 sus emisiones de gases nocivos. Al menos según los datos oficiales, en 2018, la reducción era ya superior, de un 14,4% en los sectores no regulados. Y las instalaciones industriales y de generación eléctrica habían ido mucho más allá, recortando un 36%.

El teletrabajo ha venido para quedarse, reza una de las primeras búsquedas en Google cuando se teclea la palabra "el teletrabajo". Pero en el caso de las grandes del Ibex, esta premisa no parece cumplirse: tras una consulta a empleados o secciones sindicales en una docena larga de firmas cotizadas por parte de infoLibre, problemas como las presiones para regresar a la oficina, discriminación por tener o no hijos, jornadas extenuantes o falta de desconexión están a la orden del día en plena segunda ola de covid-19. 

O, peor aún, que gran parte de la plantilla esté ya operando en las oficinas y servicios centrales, caso de Iberdrola o Acciona, según explican las fuentes a este diario. En Naturgy, antigua Gas Natural, la presencia es de más o menos un tercio del total de trabajadores. En todos los casos anteriores ha habido "prisas" para volver a la oficina y, siempre según las fuentes, no existe la misma premura para retomar el trabajo en remoto en caso de agravarse la segunda ola: otra justificación de las entidades es que ya se garantiza la distancia de seguridad. La realidad es que se incumplen las directrices del Gobierno definidas en sus Actuaciones de respuesta coordinada para el control de la transmisión de COVID-19, que pide "fomentar al máximo el teletrabajo".  

Para este artículo se ha diferenciado entre los operarios –que lógicamente al ser de cuello azul y ejercer a pie de calle no pueden trabajar en remoto– y los empleados de oficinas, más proclives a la nueva modalidad laboral impuesta por la pandemia. 

Casi ninguna de las multinacionales que aparecen –excepto dos– han aportado su versión sobre cómo se desarrolla la organización laboral desde la declaración del estado de alarma, en marzo pasado.

En Endesa, que mantenía a toda la plantilla en casa desde marzo, lejos de su sede pegada a la institución Ifema en Madrid –exceptuando a servicios esenciales–, la energética ahora ha empezado a pedir a varias decenas de empleados que vuelvan a las oficinas a terminar proyectos "urgentes" o "críticos" –concretamente, el regreso se produjo el pasado martes 1 de diciembre–. Esto ha causado estupor: Endesa es propiedad en un 70% de la compañía energética pública italiana Enel, cuyo director ejecutivo, Francesco Starace, además había remitido estos días a la plantilla un correo electrónico asegurando que no se volvería hasta que la vacuna no desplegase toda su eficacia. Es decir, hasta 2021.

También hay diferencias dentro del mismo grupo. Es el caso de Telefónica, informan varias personas: mientras en Telefónica España hay una fuerte presencia de sindicatos y comité de empresa –y mejores salarios y horarios–, en la parte corporativa (Telefónica S.A.) se apremia a la gente a volver "por presiones de arriba" o "porque esto está muy vacío". En España la plantilla ronda los 20.000 empleados. 

La empresa de telecomunicaciones ha querido aportar su versión: "Para todos los empleados de Telefónica en España, hay flexibilidad total hasta finales de año, siempre que la actividad profesional que desarrollen lo permita", aseguran fuentes oficiales, que agregan que todo se ha llevado a cabo "de acuerdo con los sindicatos".

Las presiones de jefes y mandos intermedios en las grandes empresas son un hecho. O la falta de desconexión digital: correos electrónicos fuera del horario laboral. En varias empresas en las que los sindicatos y empleados aseguran que se respeta el teletrabajo vía acuerdos (como por ejemplo Cepsa, que suspendió su salida a Bolsa hace dos años, Enagás o la ya mencionada Naturgy) abundan las críticas precisamente por la ausencia de desconexión. En muchas de las firmas está pendiente una negociación al respecto. 

En pandemia y post-pandemia

"La desconexión es algo que se podría terminar de forma sencilla, con la caída del sistema o la imposibilidad de recibir correos", opina Carlos Gutiérrez, secretario de CCOO de Nuevas Realidades del Trabajo, un área que aborda el teletrabajo pero también la negociación sobre los riders. "La realidad es que muchos de los problemas que se subrayan con el teletrabajo ya se daban antes, aunque ahora se visibilizan más". Gutiérrez lamenta que muchas grandes empresas sean "reinos de taifas" y haya equipos completos que dependan de la arbitrariedad de un jefe o mando, incumpliéndose en ocasiones las directrices lanzadas desde la dirección. 

Dos empresas aparentemente cumplen todas las condiciones y llegan a acuerdos con los trabajadores: Aena y Red Eléctrica, ambas con mayoría de capital público. "Hemos llegado a un acuerdo para teletrabajar tres días y asistir dos. Y ahora lo que nos preocupa es la negociación para el teletrabajo post-covid", señala Paco Casado, responsable de CCOO en Aena. En Red Eléctrica Española un empleado dice que el problema de la desconexión no está del todo resuelto, pero que la sintonía laboral es buena. Igualmente, la conflictividad laboral con el teletrabajo prácticamente no se ha producido en Indra, de mayoría de capital privado pero cuyo accionista principal es el Estado a través de la Sepi, siempre según la versión de los trabajadores. 

Más casos, como Técnicas Reunidas –que abandonó el Ibex 35 el año pasado– donde se habían formado dos grupos a partir de julio: los que tuvieran hijos menores de 14 años podían seguir en remoto y los que no tenían que volver. Ahora están preparando un borrador para hacer turnos de semanas intermitentes para los dos grupos. Los consultados critican que la empresa no abona los gastos, una medida que pactaron los agentes sociales y el Ministerio de Trabajo a finales de septiembre. 

"En Repsol", apunta otra consultada, "se teletrabaja de uno a tres días por semana. Lo que pasa es que los que teletrabajan no son legión", ironiza esta persona. La compañía que preside Antonio Brufau llegó a acuerdos laborales para que salieran casi 900 empleados en el primer semestre del año tras hundirse la contratación.

Repsol ha querido responder sin entrar a valorar estas críticas anónimas. "Somos una de las empresas de referencia en España en el ámbito de la flexibilidad y la conciliación de la vida profesional y la personal. De hecho, comenzamos con nuestro programa de teletrabajo hace más de 10 años. Y es precisamente esta experiencia dilatada, junto con la digitalización, la que nos ha permitido en plena pandemia que más de 7.000 empleados de la compañía pudiesen trabajar en remoto desde sus domicilios", dice una portavoz de la energética. "En Repsol, la opción de teletrabajar es tanto para hombres como para mujeres, siempre ha sido consensuada y pactada entre jefes y colaboradores, sin cuestionar la causa por la que se solicita y manteniendo las mismas condiciones laborales, además de conservar los derechos colectivos de los trabajadores".

Jornadas extenuantes en banca

Mención aparte merece el sector de banca. "En nuestro sector se aplicó rápidamente el teletrabajo desde la declaración del estado de alarma, aunque después su extensión ha ido por barrios", resume Victoriano Miravete, del sector de Finanzas de UGT. Hay que distinguir cuatro clases, entre los empleados de banca, de cajas de ahorros, de cajas rurales y de servicios financieros. "En las cajas de ahorros y rurales el teletrabajo es menor, porque muchas de las sucursales que están en los pueblos no pueden cerrarse", dice Miravete, quien recuerda que la banca es un servicio esencial "y mucha gente no lo sabe".

Entonces llegó la línea de avales ICO por 80.000 millones de euros dispuesta por el Gobierno para apoyar a las empresas en crisis y Miravete cuenta lo que vino después: "Empezamos a constatar que las jornadas de trabajo en remoto, desde casa, se convertían en jornadas extenuantes, con horarios de más de 12 horas". Ahora la mayoría de sucursales ha reabierto pero, concede el de UGT, "con protocolos de actuación en caso de haber positivos que permiten abrir y cerrar la oficina en cuestión de uno o dos días". 

"Hay que diferenciar el teletrabajo en pandemia del que vendrá cuando haya vacuna", asegura Gerardo Cortijo, responsable de Tecnología de CCOO. "Queremos que se ponga en valor el coste que le supone al trabajador estar más horas en casa: energía del ordenador, luz, Internet, cocina, baño... Estamos en pleno proceso de negociaciones. En cada empresa se da una batalla distinta. Y no hay un marco general". 

Hace unas semanas, la Comisión Europea publicó las emisiones de CO2 equivalente (CO2 y todos los gases de efecto invernadero) de todas las grandes instalaciones y compañías sujetas al mercado de derechos de emisión de la Unión Europea (ETS) en 2018. Es decir: se hizo público qué grandes infraestructuras son las más contaminantes del continente y del país. Supimos que las emisiones de las aerolíneas están aumentando drásticamente, pese a que la consciencia sobre su impacto ambiental está aún en pañales: y supimos, también, que la central térmica de carbón de As Pontes (Endesa) es la más sucia de España. El pasado 22 de abril –Día de la Tierra– el Observatorio de la Sostenibilidad publicó el resultado de sumar los datos y traducirlos a la responsabilidad social corporativa: en 2018, ¿cuáles son las empresas más contaminantes de España?

La primera, y con mucha diferencia, sigue siendo Endesa, la eléctrica que posee y explota más centrales de carbón de España. Aporta casi el 10% de todas las emisiones de CO2 equivalente del país: un total de 30 millones de toneladas, sujetas al ETS, según el análisis del Observatorio de la Sostenibilidad. Pero el top 10 ha cambiado. En general, el oligopolio eléctrico desciende posiciones. Como ya vimos, las emisiones de las eléctricas subieron en 2017 para caer bruscamente en 2018. Dos causas se barajan: una, un esfuerzo rápido y consciente por la descarbonización: otro, que al ser un año lluvioso, la energía hidroeléctrica funcionó a pleno rendimiento, haciendo innecesario encender las térmicas (y, por tanto, contaminar).

Así, Endesa bajó sus emisiones en 2018 un 9% con respecto a 2017. Sus competidores, con una cartera de generación mucho más limpia, descendieron mucho más: Naturgy un 20%, EDP un 17%, y Viesgo e Iberdrola un 18%, en orden de más a menos contaminantes. Esta bajada evidencia a las empresas que no han hecho nada, o que no han hecho lo suficiente, por limitar su polución: Repsol, junto a su filial Petronor, ha escalado al segundo puesto desde el tercero, y Cepsa al sexto desde el séptimo. La primera redujo sus emisiones de CO2 equivalente un 1%, y Cepsa un 5%. "Endesa es y será el primer emisor durante muchos años hasta que no realice una profunda transformación de sus métodos de generación eléctrica. Sin embargo, las demás empresas del top 10 están cambiando profundamente", explica la organización en su informe.

¿Por qué Repsol, junto a su filial Petronor, es la segunda empresa más contaminante del país? La multinacional se encarga de todo el ciclo de vida del petróleo: a grandes rasgos, su extracción, su transporte, su procesamiento y su distribución y venta. La empresa cuenta con varias refinerías de petróleo, que convierten la materia prima en gasolina o en gasóleo, que emiten toneladas y toneladas de CO2 y que están sujetas al ETS. A nivel global, teniendo en cuenta los negocios de Repsol fuera de nuestras fronteras, la petrolera emitió en 2018, según su informe de sostenibilidad, 17,80 millones de toneladas de CO2, un 3,17% menos que los 18,38 millones de 2017.

La multinacional afirma estar comprometida con la "sostenibilidad" y la "lucha contra el cambio climático". "Nos hemos fijado el objetivo de reducir 1,9 millones de toneladas de CO2 equivalente entre 2014 y 2020", se puede leer en su página de compromisos ambientales, una cifra que, comparada con las totales de emisiones de la compañía, no parece demasiado elevada. Repsol se plantea como objetivos mejorar la eficiencia de los procesos, apoyar proyectos de captura de emisiones y apostar por la "innovación": nada que ponga en riesgo o intente reinventar su modelo de negocio. "Debemos reducir nuestras emisiones sin condicionar nuestra competitividad" es la máxima expresada por el presidente, Antonio Brufau. "España es el 1% de las emisiones del planeta, debemos tomar medidas, sí, pero que no condicionen nuestra competitividad. Seamos sinceros, el 70% de las baterías se fabrican en China y para su producción se utilizan energías de carbón altamente contaminantes”" declaró en febrero de 2019.

El peligroso crecimiento de las electrointensivas

Se conoce como industria electrointensiva la que necesita grandes cantidades de electricidad para llevar a cabo sus procesos. Ya de por sí esos procesos suelen ser contaminantes, a los que se le suma el impacto ambiental de la electricidad generada: Asturias, por ejemplo, es una de las regiones con más presencia de térmicas de carbón porque alimentaban, y alimentan, fábricas como la de Alcoa. Sujetas al mercado de emisiones, las empresas de industrias como la acera, la cementera o la de materiales de construcción no necesitan disminuir de un año para otro sus emisiones de CO2: de hecho, siguen creciendo. Animadas, juzga el Observatorio de la Sostenibilidad, por el aumento de la construcción en España pasados muchos de los efectos de la pasada recesión.

Cierran el top 10 de grandes contaminadores españoles en 2018 la cementera Cemex, que no ha descendido ni aumentado sus emisiones con respecto a 2017; LafargeHolcim, que con un sorprendente 11% es la única empresa del top que crece en impacto climático; y Cementos Portland, que ha logrado reducir un 1% el CO2 equivalente emitido. La multinacional suiza LafargeHolcim reconoce en su informe de sostenibilidad de 2017 que sus emisiones directas bajaron con respecto a 2016 por una "bajada de mercado", no por esfuerzos reales, y que sus emisiones indirectas aumentaron un 75%, por la procedencia más sucia de la electricidad consumida (debido a que fue un año seco).

En resumen, y como señala el Observatorio de la Sostenibilidad, el desarrollo económico y el impacto climático en España siguen de la mano. Es decir, que las reducciones de emisiones de CO2 se deben más a cuestiones circunstanciales relacionadas con la actividad que a esfuerzos reales. "Se observa que en España entre 1990 y 2017 las emisiones de CO2 subieron un 17% y el PIB un 73%, mientras en Europa en el mismo periodo las emisiones cayeron un 22% mientras que el PIB creció un 58%", afirma el informe. Y cada vez queda menos tiempo.

El titular del Juzgado Central de Instrucción número 4 de la Audiencia Nacional, Fernando Andreu, ha acordado el archivo del 'caso petroleras' caso petrolerasen el que se investigaba el pacto de precios de Repsol, Cepsa, Disa, Galp y Meroil, según el auto al que ha tenido acceso infoLibre.

El magistrado ha adoptado esta decisión tras la petición de la fiscal de la Audiencia Nacional Rosana Lledó, que reclamó el sobreseimiento y archivo de las actuaciones, "sin perjuicio de su reapertura para el caso de que se hallaran datos o indicios que así lo aconsejen".

Tal y como adelantó este diario la semana pasada, Repsol, Cepsa y la empresa canaria Disa Corporación reclamaron al juez que archivara sus pesquisas al considerar que pactar precios sin violencia, amenaza o engaño no debe ser considerado un delito, sino una falta administrativa. 

Repsol, Cepsa y la empresa canaria Disa Corporación han reclamado al juez de la Audiencia Nacional que investiga el caso petroleras, Fernando Andreu, que archive la investigación por concertar precios, según los escritos a los que ha tenido acceso infoLibre, que destacan que pactar precios sin violencia, amenaza o engaño debe ser considerado una falta administrativa.

El caso petroleras se inició en la Audiencia Nacional después de que la Asociación de Consumidores José María Mena interpusiera una querella contra Repsol, su consejero delegado Josu Jon Imaz; Disa Corporación, su consejero delegado Raimundo Baroja; Meroil y su presidente José Luis Porté Solano; la firma Galp Energía; Cepsa, y su entonces presidente, Khadem Al Qubaisi, por pactar los precios de los combustibles.

El letrado que representa la asociación de consumidores, José Luis Escobar, utilizó como elemento principal de su querella una sanción de al menos 32 millones impuesta por la Comisión Nacional del Mercado de la Competencia (CNMC) contra las petroleras Repsol, Cepsa, Disa, Galp y Meroil por pactar precios.

En los tres escritos, tanto Repsol como Cepsa, que son las empresas que han sido sancionadas con una suma mayor, pero también Disa, que es propiedad de los empresarios de la familia CarcellerCarceller, de la que dos de ellos han sido condenados recientemente a devolver 93 millones por un macrofraude fiscal, justifican su petición de dar carpetazo a las pesquisas al considerar que la querella "no refleja hechos penalmente relevantes", sino, todo como máximo conductas contrarias a la normativa administrativa, puesto que la fijación de precios no incluye "maniobras de violencia, amenazas o engaño", tal y como exige el Código Penal para considerarlo delito.

La filial de Repsol

En concreto, el escrito presentado el 22 de febrero pasado por Repsol, y que ha sido objeto de dos sanciones administrativas de 20 y 22,59 millones de euros, que según la petrolera están recurridas ante la Sala de los Contencioso-Administrativa de la Audiencia Nacional, lamenta que la Repsol esté investigada, ya que debería ser su filial Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, ya que la matriz "no desarrolla actividades en el mercado de distribución de combustibles de carburantes".

Pero para justificar el archivo de las actuaciones, Repsol destaca que los funcionarios de la CNMC que impusieron la sanción "han confirmado que los hechos objeto de los expedientes sancionadores constituyen infracciones de carácter administrativo y no, como siempre hemos sostenido, un injusto penal". La petrolera sostiene, además, que si los empleados de la CNMC hubieran considerado que los hechos investigados en los expedientes constituían un ilícito penal debieron haber interpuesto una denuncia: "Algo que no hicieron en su día, precisamente porque entendían que dichos hechos quedan fuera de la jurisdicción penal".

Además, Repsol destaca que un informe realizado por la CNMC sobre los precios recientes de los carburantes, pero que no analiza el periodo por el que las petroleras fueron sancionadas, que la sola evolución de los precios "puede no ser considerada como evidencia suficiente de concertación entre competidores en la medida en que puede ser el resultado de un comportamiento racional e independiente".

"En el presente caso, no cabe más que poner de manifiesto la patente falta de los elementos caracterizadores del ilícito penal que se investiga en el presente caso. Conforme explica la CNMC, la homogeneidad del producto, la transparencia existente y el estrecho margen de beneficio final implica una alineación de precios natural, por las características propias de la estructura de mercado. Dicha alineación de precios natural entre operadores no puede ser valorada, por sí misma, como un indicio de concertación, ni siquiera, a nivel administrativo sancionador", completa el escrito que está sobre la mesa del juez Fernando Andreu.

Repsol destaca que ninguna de las prácticas destinadas a alterar los precios "supone ni violencia, ni intimidación, ni engaño. Y es que los presuntos pactos colusorios –cuya existencia esta parte niega rotundamente- no pueden ser considerados per se como engaño a los efectos del artículo 284.1 CP, por cuanto que están perfectamente definidos como infracción administrativa, siendo ésta de aplicación preferente".

Un registro "desproporcionado" a Cepsa

Por su parte, el escrito enviado por Cepsa al juez Andreu el 24 de febrero recuerda que la sanción de diez millones de euros que le impuso la CNMC "se basa en los expedientes, que han sido impugnados por quebrantamiento de las garantías constitucionales", pues considera que el registro de su sede fue "desproporcionado" y "prospectivo".

Al igual que Repsol, Cepsa sostiene que los hechos recogidos en las querellas no son constitutivos de delito: "Resulta indudable que la tipicidad del ilícito administrativo no es coincidente con la del precepto penal", y que si la CNMC hubiera detectado indicios delictivos lo hubiera enviado a la jurisdicción penal, indica la petrolera al magistrado que instruye el caso en la Audiencia Nacional.

Cepsa también utiliza el mismo razonamiento para asegurar que no hubo delito, ya que en el pacto de los previos no hubo "ni violencia, ni amenazas y tampoco engaño. Dado que de la lectura de las resoluciones de la CNMC resulta indudable que no concurren elementos delictivos, los querellantes se ven obligados a desfigurar completamente los perfiles del tipo penal a fin de poder construir un engaño que ninguna relación guarda con el exigido por el Código Penal".

Además, Cepsa sostiene que las particularidades del mercado de distribución minorista de carburantes en España "acentúan la dificultad de identificar" los pactos ilegales las "alineaciones de precios". Ello se debe, de una parte, al hecho de que del precio de venta al público de los carburantes casi el 60% responde a impuestos, y otro 30% al precio de adquisición del producto, por lo que el margen con que los distribuidores cuentan para diferenciar sus precios es muy limitado", advierte la petrolera.

"Estrategia de no competitividad"

Y por ello, Cepsa destaca que las oscilaciones de precios es razonable que se produzcan "en el mismo sentido en todas las estaciones de servicio, es decir, que exista cierto grado de paralelismo en los precios marcados por los diferentes operadores. De otra parte, es un mercado muy transparente, en el que los distintos operadores tienen acceso a información actualizada de los precios de la competencia, por lo que resulta fácil adoptar la referida estrategia de no competitividad en aras de evitar una caída generalizada de los precios".

Por su parte, la petrolera de los Carceller, que al igual que Cepsa sostiene que la investigación del juez Andreu es "prospectiva", con la intención de "hallar indicios de delito que justifiquen mantener abierta la causa".

La empresa radicada en las Islas Canarias, que llega a calificar las pesquisas de "inquisitoriales", asegura en su escrito presentado el 1 de marzo, que las entradas y registros "en las instalaciones de algunos operadores del petróleo aquí investigados (concretamente, Disa, Meroil y la Asociación Española de Operadores Petrolíferos), se practicaron cuando ni siquiera se contaba con la existencia de indicios de la comisión de una infracción administrativa".

Pero Disa es todavía más dura con la acusación y el instructor, Fernando Andreu, al asegurar que "rastrea ilimitada e infructuosamente el comportamiento en el mercado de los principales operadores del petróleo de este país en busca de cualquier mínimo indicio de delito, con la finalidad de mantener abiertas unas diligencias previas abocadas al archivo".

"Una insoportable pena de banquillo"

Y como ejemplo, la petrolera de los Carceller resalta que el directivo "Raimundo Baroja Rieu lleva casi dos años sufriendo una insoportable pena de banquillo al haber sido imputado en una causa claramente abocada al sobreseimiento, por unos hechos que evidentemente no tienen relevancia penal".

Pero, además, Disa lamenta que la investigación haya sido objeto "de un amplio tratamiento mediático a nivel nacional que, como suele ser habitual en nuestro país, no ha sido ni riguroso ni comedido, y que lleva aparejado un importante riesgo de daño reputacional" a su defendido.

En este sentido, la empresa canaria destaca "las injustas consecuencias que depara la mera imputación durante la instrucción de una causa penal", por su carácter "peyorativo".

Al igual que Repsol y Cepsa, Disa sostiene que la CNMC ha concluido que no existe "el más mínimo indicio de que los operadores del petróleo investigados hayan adoptado prácticas colusorias, y mucho menos un delito contra el mercado y los consumidores del artículo 284 del Código Penal".

Violencia, engaño o intimidación

Y la petrolera recuerda, también, que las diferentes "conductas colusorias pueden constituir una infracción administrativa o una infracción criminal, en función de sus características", en función de que haya violencia, engaño o intimidación.

"En definitiva, no es dable interpretar que un mero pacto colusorio es un delito del artículo 284 CP ya que, la alteración de los precios del mercado tendría lugar al pactar los precios, y no al perpetrar un supuesto engaño a los consumidores por ocultar el pacto. En este sentido, la simple ocultación del pacto de los precios no puede identificarse con el engaño que refiere el artículo 284 CP, pues no modifica el comportamiento de los consumidores", especifica el escrito de Disa dirigido al instructor.

Pero Disa también ataca la labor del magistrado, al considerar "vago" y "genérico" un oficio librado por el instructor a la UCO de la Guardia Civil, que dio como resultado el informe de la CNMC: "Es decir, casi un año después de la incoación de las presentes diligencias, y sin prácticamente haber acordado ninguna otra diligencia de investigación, se interesa a la Guardia Civil la realización de una investigación para que compruebe si por parte de los operadores del petróleo investigados se está cometiendo “un delito de alteración de precios", lamenta el escrito de Disa.

El precio del crudo ha estrenado el año en niveles de récord, rozando los 60 euros el barril, el doble que hace 12 meses y un 71% por encima de su cotización en 2009. Sólo el anuncio de que el cártel de los principales exportadores de petróleo del mundo, la OPEP, va a recortar su producción un 2%, 1,2 millones de barriles diarios, ya disparó los precios. Unos días después se sumaron a la medida otros 12 países productores que no pertenecen a la OPEP –Azerbaiyán, Baréin, Brunei, Guinea Ecuatorial, Kazajistán, Malasia, México, Omán, Rusia, Sudán y Sudán del Sur–. Reducirán la producción en otros 600.000 barriles.

Es sólo el principio de una escalada que afectará, y mucho, a la economía mundial. Para empezar, lo notará el ciudadano nada más llegar a la estación de servicio. El litro de la gasolina de 95 octanos en España cuesta una media de 1,237 euros, un 12% más que hace un año. El del gasóleo, 1,127 euros, ha subido un 22,8% desde enero de 2016, según los datos del último Boletín Petrolero semanal de la Unión Europea.

Fue la Comisión Nacional de la Competencia (hoy Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, CNMC) la que primero comparó el comportamiento de los precios del carburante con las plumas y los cohetes. Después el ministro de Economía, Luis de Guindos, hizo suya la imagen. El precio de la gasolina y el gasóleo sube tan rápido como un cohete pero baja tan despacio como una pluma. La Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), que agrupa a los cinco mayores productores y distribuidores de carburantes –Repsol, Cepsa, BP, Galp y Saras–, asegura que se trata de una percepción errónea de los consumidores. También niega las acusaciones de oligopolio y de manipulación de los precios que periódicamente les hacen la CNMC, el Gobierno, las asociaciones de consumidores…

A vueltas con los márgenes

En su último informe de supervisión de las estaciones de servicio, correspondiente a noviembre de 2016, la CNMC compara los precios antes de impuestos de los carburantes con la cotización internacional de la materia prima. Y concluye que el precio antes de impuestos de la gasolina 95 cayó ese mes respecto al anterior un 2,5%, cuando su cotización internacional de referencia lo había hecho un 5,9%. En el caso del gasóleo, la bajada del precio de venta al público fue del 2,2%, por un 5,7% la de la cotización internacional del producto. Es decir, asegura que la caída de precios en el mercado mayorista no se ha trasladado al consumidor.

Además, cifra en 17,9 céntimos el margen brutoel margen bruto promedio mensual que se quedan los operadores por cada litro de gasolina 95, y en 17,2 céntimos el margen del gasóleo. Lo que supone una subida respecto al año anterior de siete décimas para la gasolina, un 4%, y de sólo una décima, un 0,6%, para el gasóleo. Según los cálculos de la CNMC, el margen bruto de los operadores en España es 5,5 céntimos superior a la media de los seis principales países de la UE si se trata de la gasolina y 4,3 céntimos mayor si se trata del gasóleo.

La AOP, por su parte, explica que no se puede comparar el precio de venta al público del carburante con la cotización de la materia prima en los mercados al por mayor. Ésta representa una tercera parte del precio final. El resto se reparte entre los impuestos y los costes de almacenamiento, transporte y comercialización, indican los operadores. El margen que les queda lo cifran en un 1,4% del precio final, lo que significa que, usando las medias de la última semana, es de sólo 1,7 céntimos para la gasolina 95 y 1,5 céntimos para el gasóleo. Lejos de los casi 18 céntimos de los que habla la CNMC. Con márgenes tan exiguos, por tanto, “hay pocas posibilidades de que se den grandes diferencias de precio” entre operadores”.

Competencia limitada

La CNMC, el Gobierno y los expertos de competencia no están en absoluto de acuerdo. De hecho, la CNMC no ha dejado de multar a las compañías por concertar precios. En febrero de 2015sancionó a Repsol, Cepsa, Galp, Disa y Meroil con 32,4 millones de euros por intercambiarse información durante años entre ellas, firmar un pacto de no agresión en 2011 y coordinar precios entre estaciones de servicio. En julio de ese mismo año, multó de nuevo a Repsol, Cepsa y BP, así como a varias empresas de su red de estaciones, con un total de 22,6 millones de euros por prácticas contra la competencia.

En 2012, en lo más duro de la recesión y con la gasolina aupada en los 1,5 euros, la vicepresidenta, Soraya Sáenz de Santamaría, anunció que el Gobierno estaba estudiando la liberalización de los contratos de las estaciones de servicio, para aumentar la competencia. Incluso pensaban en aplicar impuestos para reducir los márgenes de las petroleras.

En 2014 los profesores de la Universidad de Las Palmas Juan Luis Jiménez y de la Universitat Autònoma de Barcelona Jordi Perdiguero elaboraron un estudio que demostraba el denominado efecto lunes tras analizar los precios diarios de todas las estaciones de servicio de España entre 2009 y 2012. Según concluyen, esa práctica demuestra la falta de competencia en el sector. Y no sólo en el mercado minorista, sino también “en todos los niveles de la cadena de producción”.

Los expertos utilizaron como grupos de control las gasolineras de Canarias, que quedan fuera de las estadísticas de la Comisión Europea sobre precios –el Boletín Petrolero antes citado– y las estaciones de servicio de los hipermercados, donde el nivel de competencia es mayor. Lo que observaron es que, en efecto, los lunes, el día en que la Comisión Europea recoge los datos de precios, las gasolineras españolas tenían “sistemáticamente precios más bajos”. Una caída que no se justifica por motivos económicos, sino únicamente “para alterar las estadísticas europeas y reducir el impacto mediático de la noticia”, advierten.

¿De las más caras o de las más baratas?

El caso es que, a tenor de las estadísticas europeas, tanto la gasolina como el gasóleo españoles figuran entre los más caros de la UE y de la eurozona si se miran los precios sin impuestos: 0,56 euros y 0,564 euros respectivamente. Sólo Dinamarca y Malta venden la gasolina más cara –0,59 y 0,568 euros–. El gasóleo sube hasta los 0,63 euros en Dinamarca y los 0,61 euros de Finlandia. El precio medio para ambos carburantes es en España superior a la media de la UE –un 9,2% la gasolina y un 5,2% el gasóleo– y la zona euro –un 6,7% y un 4,6%–. Pero cuando se consideran los precios con impuestos, en España quedan por debajo de la media de la UE –un 10% inferior la gasolina, un 9% el gasóleo–. Lo mismo ocurre con la zona euro –12,4% y un 8,2% respectivamente–.

El motivo estriba en que en España el 56% del precio de la gasolina 95 y el 51% del gasóleo son impuestos. Puede parecer mucho pero es menos de lo que pagan al fisco por un litro de carburante en Italia –el 67% de la gasolina y el 64% del gasóleo–, Holanda –68% y 57%– o Reino Unido –67% y 66%–.

No obstante, la AOP insiste en que tampoco se pueden establecer comparaciones entre los precios de los distintos países basándose en las estadísticas de la Comisión Europea. Algunas naciones envían sus datos incluyendo los descuentos –tarjetas de fidelización, por ejemplo, descuentos a profesionales– pero otros los excluyen. Algunos países envían sus datos con una media semanal –como España– y otros utilizan el precio de un día determinado de la semana. Finalmente, hay quien envía los precios de todas las estaciones de servicio –España, a través del Ministerio de Industria– y hay quien sólo traslada los de una muestra de gasolineras –Bélgica, el 2% de las suyas–. En cualquier caso, destacan fuentes de la AOP, España es de los países que mejor informa a la Comisión Europea.

Independientemente de las mediciones, lo cierto es que los combustibles van a subir este año y su impacto económico ya ha empezado a dejarse sentir. La inflación en diciembre repuntó en España seis décimas sólo por el alza de los carburantes. Dejó el IPC en el 1,5%, la cifra más alta desde agosto de 2013. En Alemania, el empujón fue aún mayor: la inflación escaló un 1% y puso el índice en el 1,7%, cuatro décimas por encima de lo previsto. En definitiva, todos los precios van a subir en todo el mundo en 2017.