El precio del gas natural sigue disparado este martes y registra una fuerte revalorización del 45%, hasta superar los 63 dólares por megavatio hora (MWh), lo que supone nuevos máximos desde febrero de 2025.

El precio del gas sube con fuerza, por segundo día consecutivo, como consecuencia del aumento de las tensiones en Oriente Medio y después de que Qatar Energy, empresa propiedad del Estado de Catar, haya suspendido la producción de gas natural licuado por cuestiones de seguridad tras el ataque a dos de sus instalaciones.

El pasado sábado, Estados Unidos e Israel iniciaron una ofensiva conjunta contra Irán, que ha respondido con ataques a otras regiones y ha extendido el conflicto por Oriente Medio, lo que además ha despertado el miedo a un bloqueo en el estrecho de Ormuz, un punto clave del tráfico petrolero y del gas.

Según datos de Bloomberg recogidos por EFE, a las 11:30 horas (10:15 GMT), el gas natural para entrega a un mes en el mercado TTF de Países Bajos, el de referencia en Europa, subió el 45%, hasta los 63,13 dólares.

En la jornada previa, el precio del gas ya llegó a dispararse más del 50%, aunque finalmente cerró la jornada con una subida del 40,81%. 

Por su parte, el barril de petróleo brent para entrega en mayo subía este martes más de un 5% en el mercado de futuros de Londres y rondaba los 82 dólares, impulsado por temores de suministro ante la guerra de Israel y Estados Unidos contra Irán.

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, alcanzó los 82,12 dólares a las 9:22 GMT, un avance del 5,63% frente al cierre del lunes, si bien después moderaba su ascenso y se negociaba en torno a 82,05 dólares poco después de las 10 GMT.

El brent llegó a subir más de un 13% en la madrugada del lunes, en su primera reacción a la ofensiva lanzada por EEUU e Israel contra Irán, que respondió a su vez con bombardeos hacia distintos objetivos de sus vecinos árabes de la región del golfo Pérsico.

La Unión Europea aprobó este jueves el decimonoveno paquete de sanciones contra Rusia por la guerra en Ucrania, que avanza a 2027, un año antes de lo previsto, el veto al transporte del gas natural licuado (GNL) y sanciona a la flota fantasma rusa, informa EFE.

Las nuevas sanciones, que la UE aprobó por unanimidad justo antes de que los líderes europeos celebren una nueva cumbre en Bruselas, contemplan un veto progresivo a las importaciones de GNL, a partir de abril para los contratos de corto plazo y a partir del 1 de enero de 2027 para los de largo plazo, informaron fuentes diplomáticas.

La UE también ha decidido restringir los movimientos de los diplomáticos rusos entre los países del bloque comunitario y ha castigado a 45 nuevas empresas que ayudan a Rusia a eludir las sanciones, entre las que se encuentras doce de China, tres de India y dos de Tailandia.

"Hoy es un gran día para Europa y Ucrania. Es extremadamente positivo que hayamos alcanzado un acuerdo en el decimonoveno paquete de sanciones contra Rusia", dijo el ministro de Exteriores danés, Lars Lokke Rasmusen, cuyo país ostenta este semestre la presidencia rotatoria de la UE.

El interés de Abu Dabi para adquirir el 100% de Naturgy ha supuesto un golpe en la mesa en el sector energético español. Tras dos jornadas de especulaciones, el miércoles el grupo emiratí Taqa anunció su intención de hacerse con la totalidad de la principal gasista española y Naturgy reconoció que mantienen conversaciones sobre esta cuestión, que supondría poner en manos de capital extranjero no solo el suministro de gas y electricidad de millones de hogares, sino de infraestructura estratégica del país. La compañía dirigida por Francisco Reynés controló en 2022 el 52% del gas natural que entró en España por tubería y el 29% del que se importó mediante barcos.

La antigua Gas Natural Fenosa es de lejos la principal gasista de España. Tiene 2,01 millones de contratos de gas con hogares y empresas, y cuenta con otros 1,58 millones de clientes con tarifa de último recurso de gas, la regulada por el Gobierno, y juntos suman el 45% de la cuota de mercado. En el sector eléctrico es el tercer actor tras Iberdrola y Endesa, con 4,4 millones de suministros entre libres y regulados, el 14,5% del total del mercado, según la CNMC. En total, Naturgy produjo en 2023 el 10,4% de la electricidad generada en España y vendió el 20,7% del gas que se consumió en el país, según la información publicada en sus cuentas anuales. 

Además de dominar las ventas minoristas, también es uno de los grandes generadores de electricidad y el mayor importador de gas natural del país, por lo que controla un recurso clave para el futuro de la economía. Es dueña de más de una decena de centrales de ciclo combinado, tiene participaciones minoritarias en dos de las cinco centrales nucleares del país, opera nueve centrales hidroeléctricas y cada año aumenta su cartera solar y eólica. En España también controla 57.000 kilómetros de tuberías de gas y 115.000 kilómetros de redes eléctricas.

Ante este panorama, el Gobierno ya ha adelantado que tomará partido en la operación, si se produce, ya que considera a Naturgy una empresa estratégica para el futuro del país. Antonio Canyora, profesor de la Universidad Pontificia Comillas y antiguo director de Unión Fenosa, opina que la gasista "es un elemento central del suministro de gas en España", puesto que domina tanto el sector regulado como el libre, y fue la artífice de la red de gas ciudad durante el siglo pasado. Sobre las posibles trabas a la compra-venta de la compañía, Canyora cree que lo más complicado vendrá por su implicación en la infraestructura gasista del país y su relación con la CNMC. "Las tarifas y peajes de la parte regulada son impuestas desde fuera, pero es que además tiene una gran implicación en el desarrollo de la red. Si entra un nuevo accionariado tendrá que decidir cuánto invertir en un momento en el que se necesita ampliar la red gasista", afirma el experto.

La división internacional de la compañía tiene incluso más valor que su cartera de clientes en España, ya que Naturgy cuenta con acuerdos comerciales para adquirir gas natural a largo plazo con al menos seis países. Su principal socio histórico es Argelia, con quien comparte la titularidad del gasoducto Medgaz por el que llega gas a Almería, unos 5.000 millones de metros cúbicos al año. También tiene pactada la compra de gas licuado mediante barcos para las próximas décadas con Estados Unidos, Rusia, Trinidad y Tobago, Nigeria y Omán, con los que introduce unos 15.000 millones de metros cúbicos de gas al año, según la organización internacional de países importadores de gas natural licuado.

Daniel Stemler, reportero de Energy Intelligence afincado en Madrid, explica la energética con sede en Madrid es también una potencia europea y tiene la cuarta mayor cartera de comercio de gas licuado de la Unión Europea, tras Shell, TotalEnergies y BP. "Es curioso porque la prensa europea apenas habla de Naturgy, pero es sin duda uno de los grandes actores del mercado", afirma. El experto también se sorprende de que entre las empresas emiratíes, sea Taqa la que trate de entrar en Naturgy, ya que siendo un país exportador de gas, esta empresa se dedica fundamentalmente a la energía limpia. "Es llamativo porque Taqa no tiene prácticamente negocio de gas natural licuado (GNL), sino que está más involucrada en proyectos renovables en Estados Unidos y Emiratos Árabes. Puede que sea su manera de entrar en el negocio del gas, pero en si hablamos de empresas emiratíes tendría más sentido una inversión de Adnoc [la mayor petrolera y gasista de ese país]", añade Stemler.

El acuerdo de Naturgy con Rusia, que finaliza en 2038, ha provocado reiterados roces de la gasista con el Gobierno. Tras la invasión de Ucrania, la ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha pedido en varias ocasiones a las energéticas españolas que rompan lazos con las compañías rusas, en clara alusión a Naturgy, pero durante la presentación de resultados de 2022, Reynés ya dejó claro que su contrato con el consorcio ruso Yamal LNG se ejecutará hasta el final. "Naturgy es una compañía que cumple con sus compromisos y los lleva a término hasta las últimas consecuencias. Obviamente, si hubiera un motivo justificado para romper el contrato lo haríamos, pero a día de hoy no lo hay", señaló en febrero de 2023. El Gobierno maniobró también 2020 para frenar la división de Naturgy en dos empresas, una con el negocio regulado del gas y la luz, y otra con los liberalizados. En 2021 volvió a intervenir para obligar al fondo australiano IFM a garantizar las inversiones renovables en Naturgy a cambio de entrar en su accionariado, como después ocurrió, con el 15% actual.

Las conversaciones anunciadas este miércoles deberán contar de nuevo con el visto bueno del Gobierno, que ya ha manifestado en casos como el de Telefónica o con la propia ley antiopas su intención de proteger sectores estratégicos. La vicepresidenta primera, María Jesús Montero, adelantó este miércoles que el Ejecutivo espera que el capital que entre en la compañía "sea claro, transparente y a ser posible español", cerrando la puerta a la entrada de los emiratíes. Sin embargo, el ministro de Economía, Carlos Cuerpo, añadió después desde Washington que España tiene "los instrumentos normativos necesarios para proteger nuestros intereses estratégicos", dando a entender que podría interponerse en la operación mediante la exigencia a Taqa de cumplir con determinados objetivos. "A veces, esta protección conlleva la entrada del Estado en la participación, como es el caso, por ejemplo, de Telefónica. Pero, por ejemplo, en el caso de Orange y MásMóvil, lo que conllevó es una serie de requisitos para que se mantengan las inversiones y el mantenimiento también del empleo en España", añadió Cuerpo.

Por su parte, el grupo energético Taqa envió este miércoles un comunicado a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), confirmando que mantiene conversaciones con Criteria, el brazo industrial del banco La Caixa y máximo accionista de Naturgy. También confirmó que está en contacto con los fondos CVC y GIP, segundo y tercer accionista de Naturgy, para hacerse con sus participaciones. Estos dos últimos cuentan cada uno con más del 20% de las acciones de la gasista, y como confirmó Taqa en su escrito a la CNMV, "si dicha adquisición se produjera, debería formularse una oferta pública de adquisición por la totalidad del capital de Naturgy", ya que la normativa obliga a adquirir el 100% de una cotizada si se pretende comprar más de un 30% de la compañía.

En los últimos meses también ha habido otros acercamientos de compañías de Oriente Próximo a energéticas europeas. La semana pasada trascendió que Adnoc, la mayor petrolera de Abu Dabi, barajó comprar total o parcialmente la británica BP, la mayor empresa del sector en el continente. Aramco, la mayor petrolera del mundo afincada en Arabia Saudí, también se disputa con Shell la compra de Pavilion Energy, que tiene oficinas en Madrid tras adquirir en 2019 la cartera de gas natural licuado de Iberdrola, y está presente en otros países de Europa.

La contaminación de las principales compañías españolas cayó con fuerza el año pasado, principalmente por el incremento de la generación de energía renovable. La adquisición de derechos de emisiones por parte de las grandes empresas del país se redujo en un 14% en 2023 frente al año anterior, hasta las 88,7 millones de toneladas equivalentes de CO₂. La rebaja que se produjo principalmente porque se quemó menos gas para producir electricidad en las centrales de ciclo combinado, aunque también disminuyó la huella de carbono en otros sectores, como la siderurgia o el refino. La petrolera Repsol sigue liderando la lista de empresas más contaminantes, mientras que el sector de la aviación, liderado por Iberia, es el que crece más rápido, con una subida interanual del 10% en el uso de derechos de emisión.

Los datos han sido publicados este miércoles por el Observatorio de Sostenibilidad, que analiza las cifras recopiladas por la Comisión Europea, la encargada del comercio de derechos de emisiones, el llamado mercado ETS, por sus siglas en inglés. Según este registro, que se publica anualmente, las diez empresas más contaminantes en España en 2023 fueron Repsol, Endesa, EdP, Naturgy, AcerlorMittal, Iberia, Iberdrola, CEPSA, FCC y Holcim. El principal cambio en este top frente al año anterior es la entrada de Iberia y su escalada hasta el sexto puesto, tras incrementar sus emisiones ETS un 10,8% en comparación con 2022. En el otro extremo está Naturgy, que consumió un 33,9% menos de derechos de emisiones. Salvo Iberia, todas las compañías del top 10 redujeron su contaminación.

"Los datos son una buena noticia porque demuestran que casi todos los sectores se están descarbonizando, aunque me preocupa la aviación", afirma Fernando Prieto, coordinador del Observatorio de Sostenibilidad. "Dentro de la energía vemos que las eléctricas también están trabajando en ello, pero las refinerías están prácticamente igual que hace 15 años", añade.

La caída de las emisiones se explica principalmente por el aumento de la generación de energía renovable. El año pasado, el 50,3% de la electricidad producida en España fue solar, eólica o hidráulica, frente al 42,2% de 2022, de manera que se quemó menos gas natural y carbón para generar luz, y eso redujo a un mínimo histórico la contaminación del sector eléctrico. Esto explica la fuerte reducción de las emisiones ETS en las eléctricas Naturgy (-33,9%), EdP (-31,2%) e Iberdrola (-11,4%). Pero no solo el sector energético redujo su impacto ambiental. De las 20 empresas más contaminantes del país, 15 redujeron sus emisiones el año pasado, y la mayoría son industriales. Esto se explica porque la electricidad y el gas tuvieron un precio relativamente alto el año pasado, y muchos fabricantes redujeron su producción para evitar la inflación.

Al igual que en España, en toda la Unión Europea se produjo el año pasado un desplome del uso de derechos de emisión. Las emisiones totales de CO₂ emitidas dentro del sistema ETS cayeron un 16% en los 27 países, el mayor desplome desde la creación del mecanismo en 2005, y fue liderada por el sector energético, donde las emisiones se hundieron un 24% por la menor generación con gas y carbón. El mercado de derechos de emisiones ya anticipaba hace meses que las emisiones caerían en el continente, ya que el precio de los ETS lleva en caída libre desde primavera de 2023. Entonces, el derecho para emitir una tonelada de CO2 superó los 100 euros, y ahora cotiza a algo más de 60 euros.

Hay que destacar que los derechos de emisión de la Comisión Europea solo abarcan el 32% de la huella de carbono total en España, puesto que algunos sectores económicos como la ganadería, la agricultura o el transporte por carretera no están sujetos a ellos. Además, las empresas que sí están sometidos a este sistema, como las eléctricas, la industria o las aerolíneas, solo consumen derechos ETS por su contaminación directa a la atmósfera —las llamadas emisiones de alcance 1—, pero el mecanismo no tiene en cuenta las emisiones derivadas de su actividad —alcance 2 y 3—, como las generadas por los desplazamientos de los empleados. Un ejemplo claro es el de las compañías petroleras, que no pagan derechos por el combustible que luego se quema en los vehículos de sus clientes.

El mercado ETS se creó hace casi dos décadas para desincentivar la emisión de gases de efecto invernadero y que las empresas europeas paguen por sus daños al medioambiente. Para ello, cada año se emiten una cantidad máxima de derechos para emitir CO₂, una parte se asignan de manera gratuita y otra se subasta, de manera que las grandes empresas que contaminen tienen que hacerse con ellos para poder operar. Los derechos gratuitos disponibles se reducen cada año, y se entregan a aquellos que invierten en reducir su huella de carbono.

Los datos publicados ahora por la Comisión Europea evidencian que las empresas acogidas al mercado ETS han reducido mucho más las emisiones que el conjunto de la economía española. Según cálculos del Observatorio de la Transición Energética y la Acción Climática (OTEA), la contaminación total del país se redujo el año pasado un 7,8% hasta las 271,2 millones de toneladas equivalentes de CO₂.

El Ministerio de Transición Ecológica ha vuelto a iniciar el proceso de negociación de la tasa Enresa que pagan las eléctricas por el desmantelamiento de los reactores y la gestión de los residuos, una labor que durará lo que queda de siglo y costará más de 20.000 millones de euros. El Gobierno presentó en diciembre el nuevo plan de gestión de residuos radiactivos, 2.000 millones de euros más caro que el anterior, y en enero planteó incrementar la llamada tasa Enresa un 40% hasta los 11,14 euros por megavatio hora generado para cubrir este desajuste, lo que enfureció a las eléctricas. El sábado 2 de marzo, sin embargo, Transición Ecológica retiró su propuesta y se abre ahora a empezar un nuevo diálogo con las compañías, aunque sin apenas margen de negociación: o se sube la tasa, o se extiende la vida de las centrales, o el Estado cubre el sobrecoste.

El origen de la disputa proviene de que el Gobierno y las cuatro propietarias de los reactores (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EdP) pactaron en 2019 un apagón nuclear escalonado y el traslado de las barras de uranio a un almacén temporal centralizado (ATC) en Villar de Cañas (Cuenca). Para sufragar el proyecto, las compañías pagarían 7,98 euros por cada megavatio hora (€/MWh) generado en sus reactores hasta el cierre definitivo de las centrales en 2035. Sin embargo, en 2022 el Ejecutivo desechó la idea del almacén central porque Castilla-La Mancha (PSOE) se opuso a su construcción (el ayuntamiento de Villar de Cañas, del PP, era favorable) y se decidió apostar por siete almacenes temporales descentralizados (ATD) en cada una de las centrales existentes. 

Enresa, la empresa pública que gestiona los residuos radioactivos, calculó que este cambio encarece el cierre nuclear, y fijó el recibo total entre 2024 y 2100 en 20.219 millones de euros, unos 2.000 millones de euros más caro que la propuesta inicial. También subió el precio la inflación y la decisión del Gobierno de aumentar las compensaciones a los municipios afectados. El pasado 27 de diciembre el Gobierno aprobó el 7º Plan General de Residuos Radiactivos que proyectaba las siete instalaciones y en enero publicó una propuesta de real decreto que actualizaba la financiación del plan, que requiere muchos más aportes de los dueños de las centrales: eleva un 40% la tasa que pagan, de 7,98 €/MWh a 11,40 €/MWh, subida que comenzaría el próximo 1 de julio.

Sin embargo, las eléctricas saltaron contra Transición Ecológica con el argumento de que su pacto era otro, y si ahora deciden dividir los almacenes en siete localizaciones por disputas políticas, ellos no deberían pagarlo. "Las soluciones adoptadas en el nuevo Plan suponen un coste muy superior al previsto inicialmente debido a la falta de consenso entre las diferentes instituciones involucradas y, por tanto, en ningún caso deberían imputarse dichos sobrecostes a las centrales nucleares", argumenta Foro Nuclear, la patronal del sector. Además de difundir públicamente su enfado, Foro Nuclear presentó el 27 de febrero dos recursos ante el Tribunal Supremo sobre este asunto, uno por descartar el cementerio de Villar de Cañas y otro sobre la totalidad del plan de resiudos.

Tras la ofensiva de las compañías, el Ministerio de Transición Ecológica ha decidido reiniciar el proceso negociador para seguir el mismo proceso que en 2019, cuando se sentaron con el sector para firmar una revisión de la tasa Enresa ajustada a la realidad, un 19% superior a la que acordaron en 2009. El nuevo proyecto de Real Decreto ya no recoge la cifra de 11,40 €/MWh, por lo que se entiende que el Gobierno está abierto discutir la subida de la tasa.

Las eléctricas creen que el nuevo proceso de negociación será más garantista porque escuchará a todas las partes, y proponen que si se quiere subir la tasa, se bajen los impuestos a las nucleares, los más altos de las tecnologías de generación. Según argumentan, ellos ya se comprometieron en 2019 a aumentar un 19% la tasa Enresa hasta los 7,98 €/MWh para contribuir con 460 millones al año, y subir ahora la tasa un 40% hace si negocio inviable. Un estudio de la consultora PwC para el sector publicado en febrero calcula que las nucleares pagan unos 25 €/MWh entre impuestos y tasa Enresa, el equivalente a entre el 35% y el 40% de la facturación de las centrales, y con la subida de la tasa propuesta, alcanzarían el 50%.

El choque político alrededor de Villar de Cañas se remonta más de una década. En diciembre de 2011, el Gobierno de Mariano Rajoy, que acababa de ganar las elecciones, decide establecer en este municipio de menos de 400 habitantes el cementerio temporal de los residuos nucleares del país, con el apoyo del ayuntamiento y la comunidad autónoma, gobernados también por el PP. Sin embargo, durante la primera legislatura de Pedro Sánchez, el PSOE paralizó en 2018 este plan, ya con los terrenos asignados, debido a que el presidente autonómico Emiliano García-Page estaba era contrario a su construcción.

En todo caso, los siete almacenes que se planean construir son temporales. El objetivo del Gobierno es almacenar los residuos en un cementerio subterráneo que estará operativo en 2073, aunque todavía no se ha elegido su ubicación. Eduardo Gallego, catedrático de Ingeniería Nuclear en la Universidad Politécnica de Madrid, garantiza que los siete depósitos temporales serán absolutamente seguros. Consistirán en contenedores de acero cerrados herméticamente que estarán recubiertos a su vez por paredes de hormigón de un metro de grosor. 

La propuesta de encarecimiento de la tasa Enresa llega en un momento complicado para la nuclear por el fuerte protagonismo de las renovables. La semana pasada la producción de energía eólica fue muy fuerte en España, mientras que la solar generó una cifra récord de electricidad el pasado martes y miércoles, hundiendo el precio de la electricidad en el mercado mayorista de la luz. Si en 2023 el precio medio de la electricidad fue de 133 €/MWh, los últimos días se ha estado vendiendo por debajo de 10 €/MWh, un valor que no es competitivo para la generación nuclear.

De esta manera, algunos de los reactores han reducido la potencia de sus reactores estos días para minimizar las pérdidas. Si en el último año las centrales nucleares han producido alrededor del 21% de la electricidad del país, en lo que va de marzo ha generado un 16,2%, y este lunes y martes esta tecnología se quedó en el 11,4% porque algunas centrales han reducido potencia. De hecho, este fin de semana Iberdrola anunció el parón de sus reactores Almaraz I y Cofrentes, y en noviembre se produjo un pico de producción eólica de tal calibre que la nuclear redujo potencia hasta el mínimo desde que hay registros.

La situación para el sector atómico se complica más año a año debido a que las energías limpias y baratas ocupan cada vez más producción, dejando fuera del mercado a la nuclear. Los defensores de las renovables argumentan que la energía atómica no tiene futuro en este panorama de precios, mientras que el sector nuclear recuerda que ellos garantizan energía limpia y barata todo el año, mientras que la solar y la eólica son estacionales.

Un gran queso suizo lleno de agujeros. Es la imagen que mejor describe el procedimiento –y los resultados– de la prohibición de contratar con las administraciones, un mecanismo que se impone a las empresas con conductas irregulares en concursos públicos o que directamente falsean la competencia. La Ley de Contratos del Sector Público y las directivas europeas establecen que la “prohibición de contratar” no es una sanción, sino una fórmula para “reeducar” a las empresas, en palabras de Francisco Blanco López, miembro del Observatorio de la Contratación Pública. El objetivo de la medida debería ser garantizar que quienes se presentan a las licitaciones reúnen las condiciones necesarias de solvencia económica y profesional, para proteger a las administraciones frente a prácticas abusivas o ilegales.

Sin embargo, las prohibiciones de contratar están lejos de cumplir su función disuasoria. Son pocas las impuestas y, sobre todo, no son públicas. No existe un listado de las empresas a las que se ha vetado su participación en concursos públicos. No figuran en la Plataforma de Contratación del Estado y sólo se pueden consultar, empresa a empresa, en el Registro Oficial de Licitadores y Empresas Clasificadas del Estado (Rolece), previo acceso con certificado electrónico. Únicamente algunas comunidades autónomas publican las suyas: Andalucía, Aragón, Cataluña y Comunitat Valenciana.

infoLibre tuvo que recurrir primero al Portal de Transparencia para reclamar la relación de empresas al Ministerio de Hacienda. Tras su negativa a facilitarla y con la ayuda del activista Jaime Gómez-Obregón, se la solicitó al Consejo de Transparencia y Buen Gobierno, que en una resolución del 18 de octubre de 2022 obligó al departamento de María Jesús Montero a proporcionar a este periódico una hoja Excel con los nombres de los excluidos.

A fecha de 21 de octubre de ese 2022, el catálogo sólo contenía 252 personas físicas y jurídicas. La mayoría de las empresas son sociedades limitadas, pero también figuran filiales de algunos de los grandes del Íbex 35. Es un listado que se revisa continuamente. A 28 de marzo de 2023 el número de prohibiciones vigentes se había reducido a 150, según informó el diario Público el pasado mes de junio tras obtener la información por el mismo procedimiento. Es un número muy escaso teniendo en cuenta el volumen de contratación pública anual: 183.277 licitaciones en 2022, por un importe de 100.692,19 millones de euros, según el último informe de la Oficina Independiente de Regulación y Supervisión de la Contratación (OIReSCON).

El gasto en contratación pública equivalió ese año al 11,52% del PIB y al 24,11% del gasto público. Aunque el volumen real es muy superior, porque el informe no incluye los contratos menores, aquellos con un importe inferior a 40.000 euros si son de obras, e inferior a 15.000 euros si son de suministro o de servicios. En 2021 la plataforma Gobierto cifró en 293.000 los contratos menores adjudicados ese año, pero dejó de contarlos en 2022 debido a la falta de fiabilidad de los datos. Es decir, las prohibiciones de contratar equivalen sólo a entre el 0,03% y el 0,05% de las licitaciones.

Además, cada vez se imponen menos. Según la última Memoria de la Dirección General del Patrimonio, en 2022 tuvieron entrada en Hacienda 270 expedientes para vetar a licitadores, frente a los 478 de 2020 y a los 753 de 2019. Sesenta de ellos caducaron, porque las prohibiciones de contratar prescriben a los tres años. Aparte de la ministra de Hacienda –previo informe de la Junta Consultiva de Contratación–, pueden aplicar vetos los propios órganos de contratación y las autoridades de competencia –la CNMC y las autonómicas–.

La OIReSCON se queja de las “dificultades de detección” de las prohibiciones. También de que la información sobre éstas en los registros de las comunidades “es obsoleta o se informa de un número de casos mínimo”. Blanco López critica los problemas de comunicación de las sanciones y sentencias que impiden contratar a las empresas, entre las comunidades autónomas o los órganos judiciales y el Ministerio de Hacienda.

La falta de transparencia impide el control sobre las prohibiciones por parte del resto de las empresas o de las instituciones. infoLibre ha cruzado la lista de las empresas vetadas con la Plataforma de la Contratación del Estado, pese a los numerosos problemas de acceso que plantea esta base de datos. Además, es imposible saber si alguna de ellas ha conseguido contratos con procedimientos negociados sin publicidad, por ejemplo. Aun así, este periódico ha encontrado dos casos en los que otras tantas administraciones han contratado con empresas a las que ellas mismas o Hacienda habían prohibido participar en concursos públicos.

El Ayuntamiento de Cubas de la Sagra (Madrid) adjudicó el 28 de febrero de 2023 las obras de rehabilitación de la calle de Cumbres a Exvendi SL, un contrato de 48.390 euros. Pese a que la ministra de Hacienda había impuesto a esta empresa una prohibición de contratar para todo el sector público que comenzaba el 23 de agosto de 2022 y no acababa hasta el 23 de marzo de 2023.  Un portavoz del Ayuntamiento asegura a infoLibre que “en ningún momento” el consistorio era “conocedor” de la prohibición de contratar en que estaba incursa la empresa. “Es probable que en ese momento los responsables de realizar la tramitación del expediente, al ser un contrato menor, no debieron de confirmar los datos”, admite.

La comarca del Pla de l’Estany, en Girona, adjudicó a Saica Natur SL un contrato para la venta del papel y el cartón procedente de la recogida selectiva por importe de 192.559 euros. Lo formalizó el 24 de mayo de 2023. La empresa estaba excluida de los concursos en todo el sector público, por decisión de la ministra de Hacienda, entre el 26 de julio de 2022 y el 26 de julio de 2023. Saica Natur es una de las filiales de Sociedad Anónima Industrias Celulosa Aragonesa, una de las implicadas en el cártel del cartón desmantelado por la CNMC en 2015 y a la que también Hacienda aplicó una prohibición de contratar de un año en las mismas fechas. Sin embargo, la Audiencia Nacional había aceptado, en un auto del 4 de octubre de 2022, suspender la medida contra Saica Natur tras haber pagado ésta 25.000 euros de multa. El problema es que esa suspensión no figuraba en el Rolece. “Tuvimos que pedir a la empresa un certificado que acreditase que no estaba incursa en la prohibición de contratar, porque en el Registro de Grandes Licitadores no figuraba la suspensión de la Audiencia Nacional”, protesta un portavoz del organismo comarcal.

Finalmente, el Ayuntamiento de Almendralejo (Badajoz) activó una prohibición de contratar con la empresa Alquiler Obras y Servicios Extremeños SL que debía durar tres meses, entre 13 de marzo y 12 de junio de 2023. En mayo había sacado a concurso el suministro de hormigón necesario para renovar el pavimento de unas calles y caminos rurales, un contrato de 94.690 euros. Los sobres con las ofertas de las cuatro empresas que se presentaron se abrieron el 6 de junio y la mesa de contratación se reunió por primera vez el 12 de ese mes. Dos de los cuatro candidatos fueron desechados y finalmente ganó el concurso Alquiler Obras y Servicios Almendralejo SL, cuyo administrador es el mismo que el de Alquiler Obras y Servicios Extremeños SL, José Carlos Acosta Morán.

El contrato, que recibió una subvención del Aepsa (Acuerdo para el Empleo y la Protección Social Agrarios), tenía una duración de tres meses, hasta el 30 de septiembre de 2023. Así que ese mes el ayuntamiento anunció una segunda licitación, con el mismo número de expediente, para un segundo suministro de hormigón con el que pavimentar las mismas calles y caminos rurales. Esta vez el importe fue menor, 43.659 euros, y se presentó una sola empresa: Alquiler Obras y Servicios Extremeños SL, cuya prohibición de contratar había concluido ya.  

A preguntas de infoLibre, el Ayuntamiento de Almendralejo se ha limitado a asegurar que no ha “realizado ningún contrato con ninguna empresa fuera de la legalidad”. Por su parte, José Carlos Acosta explica que suele presentarse a concursos “con dos o tres empresas, y alguna más” y que no se vulnera la prohibición si los contratos se conceden a empresas “con CIF distintos, aunque el administrador sea el mismo”. Según detalla, el consistorio activó el castigo contra Alquiler Obras y Servicios Extremeños SL porque, “por culpa de la subida de los materiales”, renunció a ejecutar una obra cuyo contrato le había sido adjudicado.  El Ayuntamiento dice que instó la prohibición de contratar porque la empresa “retiró una oferta injustificadamente en un contrato anterior”. 

Sin embargo, los expertos consultados sí apuntan a lo que podría ser una “utilización fraudulenta de la personalidad jurídica diferenciada de cada empresa” en este caso.

Cuando una institución vulnera la prohibición de contratar, el contrato en cuestión es nulo de pleno derecho. Y, si se le ha adjudicado, no por negligencia sino conscientemente, puede incluso tratarse de un delito de prevaricación.

A la vista del listado, la mayoría de las empresas vetadas son pequeñas y medianas, que también representan la mayoría de las que acuden a las licitaciones. Las grandes compañías españolas rara vez aparecen y la duración de las prohibiciones que se les aplican es mucho menor –tres meses, seis meses…– que las impuestas a las sociedades limitadas. De todos modos, el veto no puede prolongarse más allá de los tres años, a excepción del que se haya aplicado en virtud de una sentencia judicial firme.

Es el caso de la mayoría de las personas físicas incluidas en la lista, cuya condena –por corrupción o delito fiscal, por ejemplo– lleva aparejada la prohibición de presentarse a concursos públicos. Ocurrió con tres sentenciados por la Audiencia de Valencia en 2020 que no habían pagado el Impuesto de Sociedades correspondiente a la compraventa de una finca. Fueron condenados a dos años de prisión, al pago de una multa de 600.000 euros, a no recibir subvenciones durante ocho años y a no contratar con las administraciones públicas durante nada menos que 10 años. Al arquitecto municipal de Zurgena, un pueblo de Almería, que fue condenado por prevaricación tras haber concedido licencias de obra ilegales a siete parejas de ciudadanos británicos, la prohibición de contratar se le extendió durante siete años.

Los vetos impuestos a las grandes empresas no suelen hacer tanta sangre. En el catálogo hay algunos nombres de la primera división corporativa del país. Entre ellos, Randstad Empresa de Trabajo Temporal –siete meses–, por cesión ilegal de trabajadores, y Gas Natural Comercializadora –un año–, por un contrato de 27.281 euros para suministrar gas a las oficinas de la Confederación Hidrográfica del Guadiana en Ciudad Real y Mérida: tras conseguirlo, la empresa no remitió la documentación necesaria para formalizarlo, por lo que hubo que archivar el expediente.

Iberdrola Generación Nuclear fue penalizada por la Comunidad de Madrid en 2022 por una infracción grave en materia laboral, que es otra de las causas que implican la prohibición de contratar. También Iberdrola Ingeniería y Construcción fue sancionada por una infracción grave de este tipo, pero luego no aparece en la lista de las vetadas para los concursos públicos. La infracción se cometió en 2017 en Iberinco, una subcontrata de Iberdrola Generación Nuclear cuya plantilla tuvo que subrogar cuando la primera entró en liquidación. La ley establece que las prohibiciones de contratar afectarán también a aquellas empresas de las que sean “continuación o deriven, por transformación, fusión o sucesión”, las que hayan sido penalizadas. Por tanto, la prohibición de Iberinco la heredó la filial de Iberdrola.

Según indica la compañía energética, sólo se trató de una infracción “leve, administrativa” por una cesión ilegal de trabajadores. Sin embargo, figura como grave o muy grave en la lista de empresas sancionadas por este tipo de infracciones en materia laboral o social que cada año la Comunidad de Madrid publica en su web y envía al Ministerio de Hacienda [Puede consultarse aquí]. La prohibición de contratar, que fue recurrida por Iberdrola, terminó en octubre de 2023.

Por el mismo motivo, una infracción laboral muy grave, la Comunidad de Madrid instó la prohibición de contratar para Easyjet Handling –seis meses–.

Urbaser, una de las mayores empresas de limpieza viaria de España, y la constructora francesa Eiffage Infraestructuras figuraron también entre las empresas a las que no se permitió acudir a concursos públicos en 2023. Pero el castigo para la primera fue de sólo tres meses, y para la segunda sólo de seis. Ambas formaban parte de uno de los dos cárteles que fueron desmontados en 2022 por la Agencia de la Competencia y Regulación Económica de Andalucía (Acrea). En el ya citado figuraban otras dos empresas, andaluzas, Coralsur Mantenimiento y El Ejidillo Viveros Integrales. Todas ellas se confabularon para fijar los precios y repartirse la adjudicación de seis contratos licitados por la Consejería de Fomento de la Junta de Andalucía.

Según la Acrea, manipularon los concursos para llevar a cabo la poda de setos en las cunetas de las carreteras de ocho provincias andaluzas. Las multas sumaron 5,78 millones de euros. Las dos mayores –3,23 millones y 2,06 millones de euros– recayeron en Urbaser y Eiffage Infraestructuras, pero las prohibiciones de contratar fueron superiores para las dos empresas locales –dos años para Coralsur y seis meses para El Ejidillo–. No obstante, lo más destacable de la medida es lo extraordinariamente restringida que fue la prohibición impuesta: los únicos concursos en los que la Consejería de Fomento impedía concursar a las empresas del cártel eran los que tuvieran por objeto podar setos en medianeras y controlar la vegetación en los márgenes de las carreteras.

La misma estrecha acotación incluía el veto impuesto por Fomento a otras seis empresas que fueron multadas con 3,23 millones tras manipular también los concursos para licitar la poda de las cunetas andaluzas. Las prohibiciones para contratar eran de 12 a 18 meses. Pero igualmente circunscritas al control de la vegetación en las medianeras. Así, una de ellas, Pavimentaciones Morales SL, ha seguido contratando con Fomento –por ejemplo, para construir vías ciclistas en Jaén– mientras se la castigaba por falsear la competencia en otro concurso público de la misma consejería.

Además, de las seis empresas que aparecieron en la lista andaluza en mayo de 2023, en noviembre ya sólo quedaba una, Urjusa SL. El motivo, explica un portavoz de Fomento a infoLibre, estriba en que Pavimentaciones Morales SL presentó un recurso contencioso administrativo y pidió la suspensión cautelar de la medida. En enero de este año, ha vuelto a aparecer en el listado, una vez levantada la suspensión.

En realidad, no resulta muy complicado librarse de la prohibición de contratar. Basta con pagar la multa y con convencer a la autoridad competente de que la empresa ha adoptado medidas para evitar que se repita la actuación irregular. Lo que no siempre se consigue. Transportes Urbanos y Servicios Generales SAL (Tusgsal) presentó a la Autoridad Catalana de la Competencia (ACCO) el programa de cumplimiento normativo que había elaborado tras ser multada con 864.245 euros por haber concertado junto con otras cuatro empresas la presentación de ofertas para hacerse con el servicio de autobuses entre Barcelona y el aeropuerto del Prat de Llobregat (Aerobús). También se le prohibió contratar durante 18 meses con el Área Metropolitana de Barcelona, responsable del concurso.

Con ese programa, Tusgsal pretendía anular el veto. Pero la ACCO dictaminó que era insuficiente e insatisfactorio –dudaba de su eficacia–. Sobre todo, desconfiaba de que la empresa tuviera un “verdadero compromiso” para cumplir la normativa de competencia y de que éste incluyera a sus directivos. De hecho, la ACCO consideró que Tusgsal había hecho una “utilización instrumental” del programa de cumplimiento para eludir la prohibición de contratar impuesta. Entre las deficiencias que encontró en ese plan de compliance fallido, la autoridad catalana menciona que sólo había anunciado medidas disciplinarias para exdirectivos, pero ninguna para el principal ejecutivo responsable del amaño en el concurso del Aerobús ni para otros trabajadores que participaron en él. Además, la empresa no hacía constar si el responsable del departamento de Compliance que iba a crear tenía formación adecuada para el puesto ni con qué presupuesto contaría. La OIReSCON reconoce en su último informe que las empresas hacen un uso “escaso” de estas “medidas de autocorrección”.

Elecnor es otro de los grandes a los que se ha prohibido contratar. La Universidad del País Vasco (UPV) instó una prohibición de 18 meses tras resolver el contrato que le había adjudicado para el mantenimiento de las cubiertas del campus de Álava. Según el dictamen de la UPV, Elecnor, una de las principales empresas españolas de ingeniería, “no poseía los medios adecuados” para cumplir el contrato, respondía “mediante pretextos” a los “sucesivos requerimientos” para que lo ejecutara y no ofreció alternativa alguna durante meses a la universidad. Por ello, la UPV concluye que hubo “dolo” –engaño– por parte de la empresa y un “incumplimiento culpable” por su parte. También se le resolvió el contrato “con culpa” a Sacyr Facilities, tras encargarle la Delegación de Educación y Deporte de la Junta de Andalucía el mantenimiento de sus instalaciones en Granada.

Constructora San José, una de las mayores del sector, no puede contratar con el Institut Català de la Salut en Girona hasta octubre de 2026, cuando terminen los tres años de penalización que ese organismo le impuso el pasado junio. El Grupo Ballesteros, uno de los principales del sector del juego en España, no ha podido participar en concursos públicos con su empresa de bingos, Bingazar, durante seis meses, tras sumar dos prohibiciones de contratar. La empresa es propiedad de José Ballesteros Requejo, presidente de la patronal del juego de Castilla y León.

infoLibre ha preguntado a todas estas grandes empresas por las prohibiciones que les fueron activadas por las administraciones pero, excepto Iberdrola y Eiffage Infraestructuras, el resto no ha contestado.

La prohibición de contratar fue mucho más severa para Friselva –líder nacional en mataderos de cerdo– y su dueño, Miquel Ramió Costa. Además de figurar entre los más ricos de España y entre quienes se acogieron en su día a la amnistía fiscal, Ramió y su empresa fueron condenados en 2018 por un fraude fiscal de siete millones de euros. Por eso su penalización fue de cinco años.

El listado de prohibiciones de contratar también resulta ser un buen catálogo de la corrupción en España en la última década. Los principales condenados con sentencia firme de los casos más escandalosos no pueden participar en concursos públicos. Desde la operación Malaya y el llamado Saqueo de Marbella o la Gürtel y el fraude del carrusel del IVA, hasta los casos Palau, Niemeyer, Proinsa, Esabe o Púnica, todos figuran en ella.

“Faltan medios”, es el rápido diagnóstico que lanza Jaime Almenar, abogado del despacho Clifford Chance especializado en Derecho Público, no sólo sobre el mecanismo de las prohibiciones de contratar, sino también sobre la contratación pública española en general. “Para empezar, los pliegos se hacen mal, usando modelos, suelen ser refritos… los funcionarios que los redactan no conocen el mercado y luego las empresas no los discuten porque quieren ganar los concursos…”, una bola de nieve que, a su juicio, explica la “falta de calidad” de la contratación pública nacional.

En los listados de Hacienda y de las comunidades autónomas constan los órganos de contratación que activan las prohibiciones. Son apenas un puñado los que se atreven a enfangarse en un procedimiento “mal regulado y difícil de aplicar”, critica por su parte Francisco Blanco. Muchas veces la iniciativa depende más de la voluntad del funcionario de turno, o del interés administrativo y político del ayuntamiento u organismo perjudicados por una mala praxis de las empresas a las que contrataron, asegura. “Es un incordio tener que activar el sistema”, advierte, “resulta más fácil resolver el contrato, olvidarse y hacer una nueva licitación”.

Pero, entre esas pocas instituciones interesadas, hay algunas que parecen aplicarse con mayor entusiasmo. Como la Universidad de Cantabria, con siete prohibiciones a otras tantas empresas. Sólo hay otra universidad en la lista, la de Cádiz, que vetó a Cofely, una de las sociedades implicadas en la trama Púnica de corrupción, por no llegar a formalizar un contrato.

Entre los ayuntamientos, el de Sevilla ha activado cinco prohibiciones en los últimos años y el de Lucena (Córdoba), cuatro. Otras cinco ha instado el Ayuntamiento de Cadrete (Zaragoza). Los de Montgat y Perpètua de Mogoda, ambos en Barcelona, cuatro y tres, respectivamente. Más raro es encontrar una consejería autonómica o un ministerio.

Entre las empresas excluidas, también las hay más inclinadas a repetir conductas poco aleccionadoras. Barci SL, una asesoría de Getafe (Madrid), mintió sobre su solvencia en la declaración responsable que presentó en tres concursos distintos: en la Universidad de Cantabria, la Fundación Instituto de Investigación Sanitaria Illes Balears y el Auditorio de Galicia, que depende del Ayuntamiento de Santiago de Compostela. Por cada una de esas prohibiciones ha estado vetada durante tres años para contratar con esas tres instituciones. La primera es de 2020 y la última no concluirá hasta julio de 2025.

A la empresa de limpieza Yaundé SL la contrató la Agencia Tributaria para cuidar de sus instalaciones, pero sus incumplimientos la abocaron a sumar cuatro prohibiciones para contratar por la duración máxima de tres años, que la alejan de los concursos en ese organismo hasta 2025. Se trata de una empresa que dejó de pagar a sus limpiadoras en otros contratos que consiguió en varios centros penitenciarios y en la Dirección General de Tráfico. Incluso llegó a presentarse a una licitación de la Subdelegación del Gobierno en Guadalajara con esa denominación y con otra, Yoku Hob, detrás de las que se escondía el mismo administrador. En realidad, era insolvente.

Otro reincidente es Conspai Obras y Servicios del Vallés recibió vetos de tres ayuntamientos catalanes, los de Llinars del Vallès, Rubi y Sant Quirze del Vallès, que comenzaron en 2021 y no finalizarán hasta 2025.

Mención aparte merecen las prohibiciones instadas por la CNMC para empresas que falseen la competencia. En la lista aparecen algunos de los cárteles desmantelados en los últimos años: el del Servicio Meteorológico de Cataluña, los radares vascos, el cartón o el de limpieza de cunetas antes mencionado. El pasado mes de junio la CNMC aprobó una comunicación con los criterios generales que utilizará para aplicar las prohibiciones de contratar. A partir de ahora, fijará la duración y el alcance de estos vetos, en lugar de dejar que sea la Junta Consultiva de Contratación la que lo haga, y aunque luego sean suspendidos por decisión judicial.

“Aquí es donde va haber más jaleo”, concede Jaime Almenar. Los expertos consultados por infoLibre coinciden en que la CNMC es “más dura” a la hora de establecer la duración y el alcance de las prohibiciones que la Junta de Contratación. De hecho, la toma de posición de la CNMC puede considerarse un paso más hacia el fortalecimiento de este mecanismo disuasorio, en vista de su escasa eficacia hasta el momento.

En la misma dirección va la prohibición de contratar que se ha incluido en la Ley para la igualdad real y efectiva de las personas trans y para la garantía de los derechos de las personas LGTBI en caso de infracciones graves –un año– y muy graves –tres años–. También se vetará en los concursos públicos a las empresas de más de 50 trabajadores que no cuenten con plan de igualdad.

No obstante, la práctica de la CNMC aún está pendiente de la decisión que tome el Tribunal Supremo ante el recurso de casación que presentó otra de las empresas sancionadas en el caso Aerobús, Transports Ciutat Comtal, que fue multada con 1,05 millones de euros y a la que se prohibió contratar durante 18 meses. La empresa pone en duda la competencia de la ACCO para fijar esta medida.

Los expertos consultados son unánimes al tachar de “poco ágil” e incluso de “farragoso” el procedimiento establecido para alejar de los concursos públicos a empresas con conductas poco o nada ejemplares. Aunque los abogados que las defienden también piden cautela y “rigor” a la hora de utilizar esta herramienta. “Puede producir el efecto contrario al deseado: que el licitador se quede sin competencia en el mercado; si tiene que excluir a tres de cinco candidatos se merma la calidad de la contratación y suben los precios”, advierten. En otros países de la UE, admiten también, el sistema es más diligente.

Mientras, en España, la Junta Consultiva de Contratación ni siquiera tiene una dirección electrónica en la aplicación con la que se gestionan los expedientes desde 2015, llamada Procontra. Como resulta “difícil realizar notificaciones electrónicas”, la Junta los tramita “de forma tradicional”, revela la Memoria de la Dirección General de Patrimonio. “El mapa de las prohibiciones de contratar, que debería ser una barrera frente a las empresas de dudosa profesionalidad, se desdibuja mucho en la realidad, es una pantalla de colores detrás de la cual no hay nada”, se lamenta Francisco Blanco López, que fue secretario de la Junta Consultiva de Contratación de la Generalitat catalana y director de Contratación Administrativa del Ayuntamiento de Barcelona.

A medida que el mercado eléctrico vuelve a su ser tras la crisis de precios del año pasado, los reguladores estudian ya la imagen general que ha quedado en el sector, y no es buena para los clientes ni para la competencia. Josep María Salas, consejero de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), ha mostrado "preocupación” este miércoles debido a que las principales compañías de luz españolas han ganado incluso más cuota de mercado de la que ya tenían en los últimos dos años. Al mismo tiempo, el organismo observa un empeoramiento de la transparencia y del servicio que dan a sus clientes.

El problema de la concentración lleva dos años sobre la mesa desde que el encarecimiento del gas trastocó los precios de la electricidad. El Ministerio de Transición Ecológica introdujo entonces varios reales decretos para proteger a las familias que alteraron el mercado y la competencia. "Vemos con preocupación la tendencia de concentración, en parte debido al proceso de transición energética. En este sentido, se está intensificando la supervisión del mercado minorista", afirmó Salas. El técnico añadió que la situación "podría incluso suponer la revisión de la circular" que regula el mercado minorista. Todo esto lo dijo frente a los principales ejecutivos del sector en el congreso anual de la patronal de las grandes eléctricas Aelēc, formada por Endesa, EdP e Iberdrola, celebrado en Madrid este miércoles.  

Josep María Salas, miembro de la sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC, también recordó en su discurso que el ente regulador ha investigado y detectado deficiencias en las comercializadoras de luz a la hora de atender a sus clientes y advirtió que era hora de cambiar esta política. "Hemos oído muchas veces que hay que poner al ciudadano en el centro, y pediría que esto no se usase como una coletilla. Esto implica que los consumidores reciban un trato digno cuando se relacionan con sus proveedores de energía, tanto en nuevos suministros, como en la gestión de reclamaciones. Esto es fundamental y todos debemos reflexionar para ver cómo mejorarlo", zanjó Salas. 

Este mensaje llegó una semana después de que la CNMC publicase un comunicado en el que afirmó que había encontrado ejemplos de "falta de transparencia" de las compañías a la hora de comercializar sus tarifas en empresas energéticas de todos los tamaños. Lo descubrió a través de 850 gestiones del llamado cliente misterioso, en el que técnicos se hacen pasar por consumidores interesados en contratar el servicio. En esa nota pidió incluso "cambios normativos" al Gobierno para que obligue a que cualquier persona pueda contratar la tarifa regulada —la que menos interesa vender a las eléctricas— íntegramente por internet.

El último informe de la CNMC, publicado el pasado mayo, pero con datos correspondientes a cierre de 2021, refleja que el 74% de los hogares tienen la luz contratada con cuatro empresas (Naturgy, Endesa, Iberdrola y Total). Esa cuota de mercado se habrá incrementado desde entonces, según se entiende por las palabras del consejero Josep María Salas. 

Javier Bescós, director de Regulación e Innovación de la eléctrica Feníe Energía, recuerda que este dominio de las grandes comenzó en septiembre de 2021. Entonces, el Gobierno aprobó el decreto que limitaba el precio de las tecnologías llamadas inframarginales, las renovables y la nuclear, y el máximo precio al que se podían vender esta electricidad entre compañías era 67 euros por megavatio hora, como medida para frenar la escalada de precios de la luz.

Las grandes eléctricas que son dueñas de las nucleares, principalmente Iberdrola y Endesa, pasaron a venderse la energía de sus empresas productoras a sus propias comercializadoras, mediante las conocidas como operaciones intragrupo (dentro del propio grupo empresarial). A partir de entonces, las empresas que se dedicaban a comprar luz a las grandes para venderlas a los hogares tuvieron que comprar la luz a precios de mercado -unos 150 euros por megavatio hora- y no pudieron competir con los precios que ofrecían las primeras a los clientes.

"No podíamos denunciarlo como destrucción de la competencia porque la operación estaba justificada por la reforma del mercado que hizo el Gobierno, pero la realidad es que accedían a la electricidad a la mitad de precio que nosotros", afirma Bescós, también expresidente de la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE), la patronal de las eléctricas formada por empresas con menor cuota de mercado. Ahora, reconoce, la situación se ha equilibrado porque los precios de la luz en el mercado diario y a largo plazo se ha rebajado, por lo que están recuperando poco a poco los clientes que perdieron en esos meses. Ahora, reclaman que la CNMC supervise a fondo esas operaciones intragrupo para ver en qué condiciones de ventaja ponen a las grandes compañías frente a las pequeñas. En este aspecto, la CNMC tiene ya en proceso de información pública una nueva circular que obligará a las compañías a informar al regulador sobre a qué precios vender las productoras a sus propias comercializadoras. 

Otro motivo que explica la fuga de clientes a las grandes energéticas es que entre 2021 y 2023 se ha producido un paso de consumidores del mercado libre de la luz al regulado (PVPC) para refugiarse de las sorpresas en la factura de la luz. Como solo las grandes compañías -Iberdrola, Endesa, Naturgy, TotalEnergies, Repsol y CHC- pueden ofrecer tarifas PVPC, las pequeñas pierden su cuota. 

El Gobierno impulsó además este traspaso al mercado regulado al ampliar la ayuda del bono social eléctrico para personas vulnerables, ya que para recibir estas ayudas hay que tener una PVPC. Los últimos datos publicados la semana pasada evidencian que entre abril de 2020 y abril de 2022, el último mes con cifras disponibles, las personas acogidas al bono social crecieron un 14%, hasta 1,45 millones de españoles. Lo mismo ha ocurrido con el mercado del gas, donde el atractivo de la Tarifa de Último Recurso (mercado regulado) ha dado cientos de miles de clientes a Naturgy, Endesa, Iberdrola y TotalEnergies en los últimos dos años.

Naturgy, la mayor comercializadora de gas en España, registró en 2022 el mejor año de su historia tras ganar 1.649 millones de euros, según reconoció la compañía en su presentación de resultados de este miércoles. La gasista se suma así a otras energéticas que cerraron un año récord marcado por los altos precios que asumieron los consumidores, que llevan meses resguardándose en el mercado regulado para evitar subidas astronómicas en su factura. Naturgy contó además con una gran ventaja frente a otras comercializadoras, ya que adquirió grandes cantidades de gas a Rusia a un precio reducido al del mercado internacional, lo que permitió a la compañía mantener sus márgenes de beneficio en el mercado del gas.  

"Los buenos resultados no se deben solo a la coyuntura de la energía España, si o que hay que destacar de manera especial nuestros negocios internacionales, empezando por el del trading (comercio) de gas", destacó Francisco Reynés, presidente de la compañía, en rueda de prensa.

Concretamente, el negocio de mercado internacional ingresó 18.800 millones, un 130% más que los 8.200 de 2021, gracias a la diferencia entre los altos precios de las materias primas y la energía en el mercado global, y los que Naturgy paga por sus contratos a largo plazo, sustancialmente más bajos. Este segmento registró beneficios de 1.130 millones.

Naturgy trajo el año pasado el 29% del gas que llegó en barco a España, el conocido como gas natural licuado (GNL), procedente de numerosos países; también trajo el 52% del que llegó por tubería desde Argelia. Estas dos cifras evidencian el peso de la compañía en la seguridad energética de España y su capacidad para hacer dinero con el comercio de materias primas. "Hemos contribuido a que no faltara gas y electricidad", destacó Reynés. 

Buena parte del gas natural licuado que compra la compañía proviene de Rusia, con quien tiene firmado un acuerdo de tal calibre que representó alrededor del 8% de todo el gas natural que quemó España en 2022. Concretamente, Naturgy importa cada año 3.000 millones de metros cúbicos de gas (3 bcm, en la jerga del sector) a través de un contrato firmado en 2018 y que vence en 2041 con la terminal Yamal LNG, un puerto ruso situado en el extremo norte del país. La terminal tiene como accionista mayoritario a Novatek, la mayor empresa de gas licuado de Rusia, y participan también dos compañías chinas y a la francesa TotalEnergies.

Desde Naturgy contestan que Rusia es solo una pequeña parte del negocio de compra de gas: entre enero y junio de 2022 representó el 16%, siendo este país su segundo mayor vendedor, empatado con Argelia y por detrás de Estados Unidos.

Reynés incidió en que la empresa que preside no se plantea romper su negocio con Yamal LNG, incluso en el escenario de guerra actual. "Naturgy es una compañía que cumple con sus compromisos y los lleva a término hasta las últimas consecuencias. Obviamente, si hubiera un motivo justificado para romper el contrato lo haríamos, pero a día de hoy no lo hay", destacó. El acuerdo incluye además una cláusula take or pay, donde el suministrador ruso se compromete a enviar los volúmenes acordados, y el comprador español a pagar, incluso aunque rechace el producto, por lo que una ruptura unilateral del pacto arruinaría a la compañía. 

El directivo también argumentó que no solo ellos están atados al contrato, sino que el suministro de gas a España depende él, ya que la demanda global de gas previsiblemente aumentará en 2023. Además, desde octubre de 2021 no llega gas natural por el tubo que conecta Argelia, Marruecos y España como represalia argelina, después de que el Gobierno español se pusiese del lado marroquí en el reconocimiento del Sáhara. 

Víctor Burguete, investigador del Barcelona Centre for International Affairs (CIDOB), ya explicó a infoLibre que España se encuentra entre la espada y la pared porque que el comercio de gas con Rusia es legal y su combustible es necesario para asegurar la generación eléctrica. "La UE ha diseñado un agujero en las sanciones para evitar una escasez de suministro y una subida de precios de la energía. Hay que limitar los ingresos de Rusia, de eso no hay duda, pero limitando el impacto sobre la economía", apuntó el experto. 

El acceso a este combustible también permitió a Naturgy poner a pleno rendimiento las centrales de ciclo combinado para generar electricidad en España en 2022: su producción total de energía en estas plantas creció un 43,1%. "La excelencia operativa de Naturgy en ciclos combinados ha sido una ventaja competitiva clave para obtener mayores márgenes en el periodo frente a los competidores", se lee en sus cuentas. 

La compañía también muestra un fuerte incremento en su EBITDA (beneficio antes de impuestos, amortizaciones y depreciaciones) debido a que las tarifas de luz y gas que pagan sus clientes subieron drásticamente entre 2021 y 2022, y fueron los consumidores quienes absorbieron el encarecimiento de las materias primas. El EBITDA mejora "especialmente en gas, una vez que los contratos con clientes finales se van renovando y comienzan a reflejar el aumento de los precios energéticos en los principales mercados", explica la compañía.

La presentación de resultados también contó con previsiones para 2023 sobre las cuentas de la gasista, donde estiman que soportarán unos 300 millones de euros por el llamado impuesto a las energéticas y la banca, que alcanza el 1,2% de su cifra de negocio. Reynés cargó contra el gravamen con el argumento de que ya pagan 1.000 millones en impuestos: "No soy quién para decir si el impuesto está justificado o no, pero no creo que seamos el único sector que tenga mejores resultados que en 2021", dijo. 

Tras registrar unos beneficios récord en su más de un siglo de historia, la compañía anunció este miércoles un aumento extraordinario del dividendo por acción, con 50 céntimos que se suman a los 30 y 40 céntimos que repartió en 2022. En este sentido, la compañía repartirá entre sus dueños el 70% de las ganancias.

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.

Los impuestos a la banca, las energéticas y las grandes fortunas entraron en vigor este jueves, una vez publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la ley que los crea. En principio, se recaudarán sólo durante los dos próximos años, aunque al acabar 2024 el Gobierno evaluará los resultados de los tres nuevos gravámenes y decidirá si se eliminan o se convierten en permanentes. El preámbulo de la ley recoge una prolija justificación de los tres impuestos, que tiene su eje en “la necesidad de reforzar el pacto de rentas”. Como instrumento fundamental para luchar contra los efectos de la escalada de precios, el pacto de rentas es, explica el Gobierno, “una fórmula de concertación de todos los agentes económicos para el reparto equitativo del coste de la inflación”. Y los poderes públicos, que son uno de esos agentes económicos, deben actuar como “catalizador” de ese pacto de rentas.

El problema es que ese pacto no existe. El Gobierno quiso ponerlo en marcha ya en primavera, pero sin ningún éxito y, como le reprochan los sindicatos y la patronal, sin siquiera una agenda. Sin embargo, la ley lo invoca hasta 21 veces a lo largo de su preámbulo. Las nuevas “prestaciones patrimoniales públicas no tributarias” que deberán pagar los grandes bancos y energéticas se configuran así como una “aportación obligatoria” que gravará, y reducirá, sus beneficios empresariales para “reforzar la acción pública dotándola de recursos adicionales para el sostenimiento del pacto de rentas respecto de los más desfavorecidos”.

En el mismo pacto de rentas, el Ejecutivo incluye, por ejemplo, el aumento del Ingreso Mínimo Vital (IMV), la revalorización de las pensiones, las ayudas directas a trabajadores, autónomos y desempleados con rentas bajas, además de a los sectores agrario, pesquero, del transporte y la industria gasintensiva, los más afectados por la subida de los precios energéticos. El Gobierno aduce que el coste de esas medidas públicas es muy superior al aumento de la recaudación, pese al vigoroso impulso que está recibiendo de la inflación. Los ingresos tributarios han superado este año en 10.000 millones los previstos en los Presupuestos Generales. Pero, según explica la ley, el Impuesto sobre Sociedades no es capaz de garantizar por sí solo un pacto de rentas “equilibrado y justo”, debido a los incentivos fiscales, regímenes especiales y créditos fiscales de ejercicios anteriores, que reducen las bases imponibles de las empresas.

Para sustentar su análisis, el Gobierno hace acopio de cifras. Los cuatro grandes grupos del sector eléctrico, gasista y petrolero del Íbex 35 –Repsol, Iberdrola, Naturgy y Endesa– sumaron 9.000 millones de beneficios en 2021. Su volumen de operaciones en el IVA creció un 70% respecto al año anterior. Y los cinco grandes bancos –Santander, BBVA, Caixabank, Sabadell y Bankinter– ganaron 20.000 millones en 2021. Para 2023, Morgan Stanley preveía que las ganancias aumentaran hasta 26.000 millones de euros, en un cáculo anterior a las subidas de tipos de interés del BCE, subraya el Ejecutivo.

El Ejecutivo también se apoya en el Banco de España para asegurar que el alza de los tipos ensancha los márgenes bancarios, que el BCE ha subido a su nivel más alto desde 2008 para controlar la inflación. La ley se extiende en detallar los millones de euros cobrados por los bancos según ha ido aumentado el coste del dinero: 26.512 millones netos anuales entre 2016 a 2019, con un tipo medio del 1,93%, pero 35.037 millones cuando el tipo medio era del 4,25% entre 2005 y 2012. El Gobierno añade incluso los 13.400 millones de euros que los cinco mayores bancos pagaron en dividendos a sus accionistas en 2021, cuando los tipos de interés aún estaban por los suelos. Según el INE, el tipo de interés medio en octubre alcanza ya el 2,66%.

Además, en ambos sectores, el peso de los gastos de personal respecto al valor añadido que generan está por debajo de la media de las grandes empresas, que alcanza el 52,73%. Por el contrario, en las energéticas apenas supera el 25% y en los bancos el 30%.

La prestación impuesta a la banca gravará con un 4,8% los intereses y comisiones de las entidades que facturaron más de 800 millones en 2019. Según los cálculos del Gobierno, el coste de ese gravamen para los grandes bancos equivale sólo al 0,06% de sus activos. “El impacto de la prestación es muy reducido”, resalta la ley, si se comparan los 1.500 millones de euros que se pretenden recaudar al año con las cifras de negocio de las mayores entidades: 660.844 millones en préstamos a hogares a más de un año y 396.054 millones a empresas, así como 917.105 millones en depósitos de hogares y 289.728 millones en depósitos de sociedades, aparte de 82.408 millones en hipotecas, de acuerdo con los datos del Banco de España.

Además, el Gobierno no deja de recordar el rescate financiero, los “importantes recursos públicos movilizados” para sanear el sector a partir de 2012. Entonces, “el conjunto de la sociedad” hizo “aportaciones” para el “rescate directo de unos pocos”. Ahora, son “unos pocos” los que deberán contribuir “en favor del conjunto de sociedad”, en nombre del “bien común y un futuro de prosperidad compartida”. El destino de estos recursos adicionales es financiar medidas de apoyo a los hogares vulnerables y a las empresas que más energía consumen, así como al ahorro y la autonomía energéticos, precisa la ley.

Finalmente, el preámbulo descarta que la prestación patrimonial impuesta a la banca se acumule con el Impuesto de Sociedades y resulte “desproporcionado”. El 4,8% del nuevo gravamen, sumado al tipo efectivo que paga la banca, el 23,02%, no alcanza el tipo nominal del 30% en Sociedades que se aplica al sector financiero, destaca el Gobierno, que intenta con todos estos argumentos “poner en perspectiva” el impacto de la nueva figura tributaria. “Como cualquier otra medida que reduce el beneficio empresarial, en este caso para reforzar el pacto de rentas, produce efectos, pero no parece que vayan a ser significativos en relación con las grandes cifras del sector”, concluye.

Tanto el impuesto a la banca como el de las energéticas han recibido fuertes críticas, desde los propios afectados hasta la oposición política. Uno de los rasgos más atacados ha sido que graven la cifra de negocio y los márgenes y comisiones, en lugar de los beneficios. El Gobierno replica que, convirtiendo esos dos parámetros en el hecho imponible, se asegura que la aportación de bancos y energéticas se aproxime a su cuota de mercado, lo que a su juicio garantiza una “distribución equitativa” del gravamen. Se trata, añade, de una contribución a un “fondo virtual solidario”, necesario –una vez más– para “reforzar el pacto de rentas”. Así diseñados, ambas figuras no tienen, por tanto, “carácter tributario”, sino que forman parte de la “intervención del Estado en la economía”, con el fin de “cumplir los principios y valores constitucionales que rigen el contrato social”.

El impuesto a las grandes energéticas gravará con un 1,2% la cifra de negocio de aquellas empresas que facturaron más de 1.000 millones de euros en 2019, una vez excluidos de esos ingresos los procedentes de las actividades reguladas –el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, la Tarifa de Último Recurso–. El objetivo de recaudación asciende a 2.000 millones anuales.

La misma ley incorpora también el Impuesto Temporal de Solidaridad de las Grandes Fortunas, que deberán pagar quienes posean un patrimonio superior a los tres millones de euros. Al igual que los gravámenes para bancos y energéticas, este impuesto a los más ricos tiene, en principio, una duración de dos años, aunque se evaluará su desempeño al final de su vigencia para decidir si se mantiene o se suprime.

Se trata de un impuesto complementario al de Patrimonio, por el que se tributará sólo por la parte de los bienes que no hayan sido gravados en la comunidad autónoma de residencia del contribuyente. Porque muchas de ellas, con Madrid a la cabeza, lo bonifican en un altísimo porcentaje. Este nuevo impuesto tiene un mínimo exento de 700.000 euros, a partir del cual tributan un 1,7% los patrimonios de entre tres y 5,3 millones de euros, un 2,1% los de entre 5,3 y 10,6 millones y un 3,5% los superiores a 10,6 millones.

La crisis energética ha resucitado este año las tarifas reguladas del gas, las conocidas como TUR, que son alrededor de un 50% más baratas que las ofertas del mercado libre. La ley solo permite a las cuatro grandes compañías del sector –las comercializadoras de referencia– ofrecer estas tarifas, pero el resto de empresas reclaman ahora al Gobierno que reforme el mercado regulado para que todas puedan ofrecerlas. 

En los últimos dos meses ha habido una fuga masiva de hogares hacia las tarifas de último recurso para evitar el encarecimiento del recibo del gas natural en invierno y eso ha alterado al mercado energético en España. Las cuatro empresas que ya controlaban más del 90% de la venta de gas a hogares han aumentado este año sus clientes TUR en más de 240.000, una cifra que crece día a día. Pero las otras 200 comercializadoras de gas que hay en España no están dispuestas a dejarse comer por las grandes. 

La patronal gasista Sedigas se reunió la semana pasada con el Ministerio de Transición Ecológica para solicitar que se abra el mercado regulado al resto de empresas, una decisión que el Gobierno sopesa en este momento, como adelantó El Confidencial. La propuesta se basa en que todas las compañías que vendan gas a hogares puedan crear una tarifa que imite a la TUR sin darse de alta necesariamente como comercializadoras de referencia. 

La gran ventaja de las tarifas de último recurso es que el precio del gas está controlado por el Gobierno, de manera que el recibo no sufre grandes subidas ni bajadas incluso aunque la materia prima se dispare, como ha ocurrido este año debido a la guerra de Ucrania. Las compañías deben absorber primero el coste económico de comprar gas a un precio libre en el mercado internacional y venderlo a uno regulado, pero el Gobierno se comprometió en octubre a asumir esa diferencia, una medida que costará a las arcas 3.000 millones y que no debería encarecerse aunque se modifique el mercado como pide Sedigas. 

Fuentes de Transición Ecológica afirman que han recibido la propuesta y la están estudiando. Aunque no se pronuncian sobre el estado de las negociaciones, reconocen que la propuesta podría ser viable, al menos técnicamente. "Legalmente no hay tantas restricciones en el mercado gasista como en el eléctrico", argumentan. 

Sin embargo, el Gobierno valora la oferta no tanto por la protección del mercado energético sino porque sería la mejor opción para desbloquear el cuello de botella que hay en la tarifa del mercado regulado. Las cuatro compañías líderes que pueden ofrecer la TUR –Naturgy, Endesa, Iberdrola y Total– han tenido serios problemas desde octubre para gestionar las miles de solicitudes de clientes que han tratado de mover su contrato al mercado regulado. Si hasta ahora se han cambiado cerca de un cuarto de millón de clientes, aún quedan más de seis millones en el mercado libre y traspasar a todos ellos al ritmo actual llevaría más de un año. 

José Luis Sancha, experto del mercado energético de la Universidad Comillas ICAI, ve poco futuro a la propuesta de la patronal. "El Gobierno quiere tener el control sobre la tarifa regulada y no creo que esté dispuesto a cambiar el esquema". Una alternativa más realista, según el experto, sería que aquellas energéticas que quieran aprovechar el tirón del mercado regulado se unan formalmente a él. Cualquier gasista puede desde 2007 solicitar al Gobierno ser considerada una comercializadora de referencia, pero acceder a ese millón y medio de clientes no era hasta ahora atractivo porque es un sector poco lucrativo.

El margen de beneficio está limitado por ley y es escaso. Además, las gasistas no pueden ofrecer servicios añadidos como seguros o asistencia técnica que inflan la factura a sus clientes TUR. Además de tener topados los beneficios, las compañías están sometidas a unas estrictas reglas. Por ejemplo, deben crear una nueva sociedad solo para sus negocios regulados, hacerse cargo de los consumidores que temporalmente se queden sin comercializadora o dar servicio a los hogares vulnerables con bono social. 

Desde Sedigas ven con mejores ojos su propuesta, que permite a todas las compañías ofrecer la TUR de manera temporal sin comprometerlas a futuro. "Se trata de una solución a corto plazo para que todo aquel que tenga una tarifa en el mercado libre pueda cambiarse al regulado dentro de su propio comercializador y agilizar al máximo el proceso", comenta un portavoz. 

José Luis Sancha entiende que con este cambio las gasistas no persiguen ganar dinero porque los márgenes son pequeños, si no mantener una base grande de clientes: "Lo que hay detrás es un intento de acceder a los datos que monopolizan los comercializadores de referencia. Cuánto gas consumen los españoles, a qué horas... Todo eso tiene mucho valor ahora". 

Otro empleado del sector afirma que permitir vender tarifas reguladas a todos los actores es clave para tener un mercado saneado cuando pase la crisis energética. “El problema de todo esto es que si no se toman medidas, el mercado va a acabar limitado a cuatro compañías y se desharía todo el proceso de liberalización de los últimos años”. 

Los atractivos precios del gas natural en el mercado regulado han impulsado este año la concentración de consumidores en las grandes empresas energéticas, las únicas que pueden comercializar estas tarifas. En lo que va de año, al menos 240.000 clientes han contratado la tarifa regulada del gas (TUR) con Naturgy, Endesa, Iberdrola o Total Energies, las cuatro empresas que abarcan más del 90% del mercado del gas en España.

El precio del gas natural se ha situado en cotas récord en 2022 y miles de clientes han tratado de protegerse de las subidas de la factura a través de las tarifas de último recurso, conocidas como TUR, que en los últimos meses han demostrado ser hasta un 50% más baratas que las ofertas del mercado libre.

También ha ayudado que el Gobierno promocionó su contratación hace un mes al permitir a las calderas vecinales suscribir la tarifa regulada, que hasta ahora solo estaba disponible para el pequeño consumo de una casa. El objetivo de esta medida es que todas familias tengan acceso a energía asequible, aunque costará al Estado 3.000 millones que se destinarán a compensar las pérdidas que la tarifa regulada supone para las compañías. 

La TUR de gas solo puede ser suministrada por las cuatro comercializadoras de referencia, que son a su vez las líderes del mercado en España, y son estas las que han absorbido a los miles de clientes que han contratado en masa una tarifa regulada a las puertas del invierno. Otros ya estaban suscritos a estas compañías en el mercado libre y solo han movido su contrato a la tarifa de último recurso.

Naturgy mantiene su poder indiscutible en el mercado regulado del gas tras anunciar el pasado viernes que en los últimos meses ha ganado 63.000 clientes TUR y alcanza ya los 1,2 millones de este tipo, con una cuota de mercado del 77%. 

Por tamaño, el segundo puesto lo ocupa Endesa, que entre enero y septiembre sumó 5.000 hogares en la tarifa regulada del gas, hasta los 237.000, aunque no ha actualizado sus cifras desde entonces, que es cuando este sector se ha agitado. 

Iberdrola ha dado un fuerte empujón a su negocio de la TUR. Según afirman desde la compañía, solo en el mes de octubre han pasado de los 111.000 clientes a los 190.000, casi 80.000 en solo un mes. Si se amplía la horquilla, este año ha sumado 132.000 hogares desde los 58.000 que tenía al cierre de 2021, según cifras de la CNMC. 

La última empresa por cuota de mercado de las cuatro grandes es Total Energies, que ha aumentado su clientela TUR en España de 60.000 usuarios en diciembre del año pasado a rozar los 100.000 a principios de noviembre. En el último mes, la comercializadora francesa ha captado 20.000 contratos regulados y cerca de un centenar de calderas de comunidades de vecinos, según confirman. 

La ministra Teresa Ribera reconoció este viernes que las muchas familias españolas han cambiado en las últimas semanas al mercado regulado del gas porque es entre 48% y un 53% más barato que el libre, según cifras del Ministerio de Transición Ecológica. "Nos consta que hay un movimiento muy importante para acogerse a estas tarifas", dijo en rueda de prensa 

Desde el sector gasista también comparten esta sensación de que “hay un importante trasvase del mercado libre al regulado”, dicen en Sedigas, la patronal gasista española, donde también entienden que este movimiento podría castigar a las pequeñas empresas del sector porque no pueden ofrecer tarifas reguladas ni pueden competir con ellas en precio. 

Como su propio nombre indica, el mercado regulado del gas natural está controlado por la Administración y el precio del kilovatio hora consumido se establece por una fórmula fija y pública, por lo que las compañías no establecen su precio y sus márgenes de beneficio son muy limitados. Además, la subida de la tarifa TUR está limitada hasta 2024 a un 15% trimestral y por mucho que se dispare el gas natural en el mercado internacional ese encarecimiento no se puede trasladar directamente a la factura de los hogares.  

Otra particularidad del mercado regulado es que solo pueden vender gas en él las cuatro comercializadoras de referencia: Baser (Total Energies), Gas & Power (Naturgy), Curenergía (Iberdrola) y Energía XXI (Endesa). De esta manera, aunque no pueden ganar mucho dinero con cada cliente, ninguna otra compañía puede entrar a competir y entre ellas se reparten un millón y medio de hogares. 

Años atrás este mercado no generaba conflicto porque los precios del libre eran igual de atractivos para los consumidores, pero en este momento la diferencia es abismal y las pequeñas compañías no pueden soportar los nuevos precios. Un ejemplo es Holaluz, la energética catalana que en octubre cerró su negocio de venta de gas natural y envió a sus 70.000 hogares a la tarifa regulada TUR porque era mucho más barata que la que ellos podían ofrecer, pese a que eso supuso enviar a sus clientes a la competencia. 

Este ha sido el caso más sonado de los últimos meses, pero los expertos coinciden en que no será la única. "Es probable que este año aumente la base de clientes de las grandes compañías en detrimento de las comercializadoras independientes", opina Natalia Collado, especialista en Mercados Regulados de Esade. "A esto se suma que las grandes empresas generan la energía que venden y esto les da ventaja frente a las pequeñas porque tienen menores costes". 

"Desde luego es un tema preocupante porque los últimos años había crecido progresivamente la competencia en el mercado de gas español, pero ahora vemos un retroceso", añade Diego Rodríguez, investigador de Fedea, un centro de estudios económicos. "Como ocurre siempre, en situaciones de crisis las empresas pequeñas son las más vulnerables y alguna probablemente tendrá que salir del mercado". 

Este trasvase de clientes al mercado regulado también ha sido polémico por las dificultades que han tenido las familias para contratar estas tarifas en las últimas semanas debido a la avalancha de llamadas y peticiones web que han recibido las comercializadoras, según la versión de las compañías. 

Este motivo llevó a la CNMC el mes pasado a investigar si estas trabas eran intencionadas, aunque todavía no han publicado sus conclusiones. La ministra Ribera alimentó las sospechas y pidió a las empresas que aumentasen su plantilla de comerciales, y este viernes Naturgy, el líder del mercado, ha declarado que sus operadores se han multiplicado por doce. 

Sin embargo, no es un secreto que las grandes energéticas prefieren vender sus propios productos a las tarifas reguladas, ya que estas tienen una rentabilidad muy inferior, como asegura Diego Rodríguez. El experto destaca que el gas en la TUR se ha vendido este año a pérdidas porque las compañías no han podido trasladar el precio de mercado a los usuarios, aunque en el futuro el Gobierno les devolverá la diferencia.

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.

Los hogares españoles más vulnerables gastarán este año alrededor de un 70% más, o lo que es lo mismo, unos 550 euros más, en su factura energética que en 2020, según un estudio de la firma británica de análisis Cambridge Econometrics, así lo ha informado EuropaPress.

El informe muestra cómo los combustibles fósiles están contribuyendo "de forma desmesurada" a los recientes picos de inflación en España y analiza el actual contexto de crisis energética desencadenada por la invasión rusa de Ucrania.

Así, destaca que los combustibles fósiles (combustibles para el transporte y gas) supusieron aproximadamente el 23% del total de la inflación interanual registrada en mayo de este año, el 25% de la de la que se produjo en junio y el 19% de la de julio.

Carl Heinemann, autor del informe, indicó que la crisis energética "ha puesto de manifiesto las implicaciones de que los mercados energéticos europeos sigan ligados a la volatilidad de los precios de los combustibles fósiles, a pesar del creciente porcentaje de energías renovables en el mix energético".

Por ello, señaló que aumentar la cuota de energías renovables, el transporte electrificado y la calefacción eficiente en España "podría tener un efecto desinflacionista y mejorar la estabilidad de los costes diarios de los hogares y las empresas".

El informe subraya que la proporción del gasto en energía respecto al total de gasto de los hogares ha aumentado considerablemente en los últimos dos años. Así, un hogar medio perteneciente al 20% de la población con los ingresos más bajos (quintil más bajo) dedicará en 2022 el 8,8% de su gasto total a la energía, mientras que en 2020 ese porcentaje fue del 5,6%.

De esta manera, un hogar de las citadas características gasta ahora alrededor de un 72% más en energía que en 2020, lo que supone unos 550 euros más.

En el extremo opuesto, el estudio indica que un hogar medio perteneciente al 20% de la población con los ingresos más altos (quintil más alto) dedicará este año el 5,09% de su gasto total a la energía, mientras que en 2020 ese porcentaje fue del 3,34%.

Por ello, subraya que los hogares con bajos ingresos gastan en su factura energética una parte proporcional mayor de sus ingresos totales que los hogares más ricos. De este modo, un hogar medio perteneciente al 20% de la población con los ingresos más bajos dedicará en 2022 un 73% más a gasto en energía en relación con sus gastos totales que un hogar medio incluido en el 20% de la población con los ingresos más altos.

En el contexto actual de volatilidad histórica de los precios mundiales de los combustibles fósiles y su impacto en las economías cuando sus precios son altos, Cambridge Econometrics cree que una mayor expansión de las energías renovables parece constituir la opción política correcta. "Impulsar la cuota de renovables aumenta la independencia energética, reduce la exposición de los consumidores nacionales a los precios del mercado mundial y tiene el potencial de hacer bajar los precios de la electricidad a largo plazo", señala.

En relación con las medidas para proteger a los consumidores, el estudio subraya que el 'tope al gas' ha reducido y estabilizado significativamente los precios mayoristas de la electricidad en España en comparación con otros países europeos, como Francia por ejemplo.

No obstante, subraya que la medida tiene un alto coste y que, a largo plazo, estas intervenciones de emergencia podrían evitarse invirtiendo en el almacenamiento en baterías y en energía hidroeléctrica de bombeo para reemplazar al gas en los picos de demanda de electricidad.

El Gobierno anunció este jueves por sorpresa un acuerdo con Francia y Portugal para construir una conexión de gas entre Barcelona y Marsella, la alternativa al famoso MidCat que permitirá en un futuro enviar este combustible desde la península al centro de Europa. Y la idea es que el proyecto lo sufrague la Unión Europea, ya que se propone como un mecanismo de solidaridad para apoyar al resto de países a sobrellevar la crisis energética. 

La nueva tubería, apodada BarMar, se diseñará desde cero con el foco puesto en la transición energética para transportar hidrógeno verde, aunque temporalmente enviará gas natural para que sirva de respuesta a la actual escasez de este combustible en el continente. Los mandatarios de los tres países se han comprometido también a terminar cuanto antes la construcción de un gasoducto renovable entre Celourico da Beira (Portugal) y Zamora, de forma que España, Francia y Portugal queden conectados a través de un corredor de energía verde. 

Sobre los detalles de la construcción, poco se conoce sobre el BarMar. Pedro Sánchez se limitó a decir que se reunirá con el presidente francés, Emmanuel Macron, y el primer ministro portugués, António Costa, el 8 y 9 de noviembre en Alicante para debatir los detalles del pacto: cuánto costará, quién pondrá el dinero y qué plazos tiene el proyecto. 

No obstante, fuentes del Gobierno afirman a infoLibre que pedirán en Bruselas considerar en Bruselas el BarMar como Proyecto Importante de Interés Común Europeo (IPCEI) para que sea financiado por la Unión. 

Arturo Gonzalo, el director general de Enagás, confirmó este jueves que la nueva tubería será submarina. "Creo que es una propuesta muy sólida técnicamente y que minimiza el impacto medioambiental y social", dijo en un foro energético. Por el contrario, el Midcat original, que era una línea terrestre, sufrió una dura oposición de los grupos ambientalistas franceses por el impacto que tenía su construcción sobre el entorno. 

Durante su anuncio, Sánchez reiteró que esta serie de proyectos se enmarcan en el contexto de solidaridad europea y de los problemas que sufre el centro de la región para recibir gas natural a través de tuberías. La destrucción de la tubería Nordestream 1 y de parte de su hermana Nordstream 2 en septiembre limita enormemente las posibilidades de Alemania para rellenar sus almacenes de gas en los próximos años. Y este agujero es el que pretende tapar el nuevo BarMar, con ayuda de los dos gasoductos que ya existen en País Vasco y Navarra que atraviesan los Pirineos, aunque falta por ver la capacidad que tendrá la futura conexión submarina. 

Sin embargo, Gonzalo Escribano, director de Energía y Clima del Real Instituto Elcano, es escéptico sobre este punto, ya que para cuando comience a funcionar el BarMar probablemente se habrá encontrado una solución a la crisis. "Un tubo de hidrógeno por mar supone un reto tecnológico y eso me lleva a dudar sobre cuándo estará listo. Si el MidCat que estaba medio construido iba a llevar tres o cuatro años, no me imagino cuánto puede llevar este", añade. 

Pedro Sánchez también aprovechó su intervención para agradecer "el planteamiento y la apertura del gobierno francés", en referencia a la fuerte resistencia de Emmanuel Macron de los últimos meses a ampliar la conexión de gas entre España y Francia. Desde el norte de los Pirineos argumentaban que el MidCat era demasiado caro y no daba respuesta a las necesidades de Europa porque tardaría mucho en construirse. Pero todo apunta a que la nueva alternativa será seguramente más costosa y tardará más en estar operativa por tratarse de una instalación submarina, opina Escribano. 

Además del corredor verde, el plan de los tres gobiernos incluye la aceleración de la construcción de una conexión eléctrica entre País Vasco y el sur de Francia, una idea que lleva más de dos décadas en el tintero por la reticencia del Ejecutivo galo. En 2013, el proyecto ya fue considerado de interés estratégico, pero su construcción se ha ido demorando y se espera que esté operativo entre 2026 y 2027.

La península ibérica lleva años a la espera de dar un salto en su interconexión eléctrica con el resto de Europa, una operación que permitiría a España y Portugal reducir su condición de isla energética para poder importar y exportar luz con el resto del continente, lo que añade seguridad al sistema eléctrico y permite una mayor competitividad de precios en el mercado.

Actualmente la interconexión de España por los pirineos es de apenas el 2,8% sobre el total de la capacidad instalada, una cifra que casi se doblará cuando se finalice la línea eléctrica submarina del Golfo de Vizcaya. No obstante, la Unión Europea recomienda alcanzar una interconexión del 15% antes de 2030, por lo que deberían sumarse nuevas ideas en el futuro.

El centro y el este de Europa sufre desde hace meses la guerra del gas de Vladimir Putin. La voladura del Nordstream y la amenaza de Gazprom de cortar el flujo de gas por las tuberías de Ucrania contrastan con la llegada constante de esta materia prima a la región mediterránea a través de barcos. Y España es una de las grandes beneficiadas, hasta el punto de que en septiembre fue el séptimo mayor importador de gas ruso del mundo. 

"¿Cómo es posible? Pues porque somos unos de los pocos que podemos comprarlo y no podemos rechazarlo", argumenta Gonzalo Escribano, director de Energía y Clima del Real Instituto Elcano. "A todos nos gustaría que los ingresos de Rusia se redujesen a cero, pero eso podría hundir la economía mundial". 

Escribano se refiere a que Europa se debate desde hace meses entre cortar de raíz con Rusia para debilitar a su ejército en Ucrania y la demoledora realidad de que el continente importaba hace un año el 40% de su gas desde este país. En este sentido, cuando la Comisión Europea fijó en julio el objetivo de llenar las reservas para el invierno, las compras de esta materia prima a Rusia se aceleraron para lograr esta meta, una paradoja que infló las arcas de Vladimir Putin. 

En esta encrucijada se encuentra ahora España, que ha aumentado un 22,5% sus importaciones de gas ruso entre enero y agosto frente al pasado año, según Enagás. Y a diferencia de muchos socios, goza de capacidad para continuar con estas compras para capear este invierno y los siguientes, porque la guerra energética del Kremlin todavía no ha alcanzado al mercado de gas natural licuado (GNL), el que llega al sur del continente a través de barcos metaneros. 

Desde el Ministerio de Transición Ecológica reconocen que es cuestionable continuar las compras de materias primas a Rusia en vista de lo ocurrido en Ucrania, por eso la ministra Teresa Ribera pide desde hace meses "buscar cauces alternativos" a las firmas españolas. Pero al tratarse de "contratos entre empresas privadas", el Gobierno no puede interceder en ellas, según fuentes del ministerio. 

Mantener las compras de materias primas a un gobierno que ha cometido crímenes de guerra puede generar ampollas políticas, pero estratégicamente lleva a España a una nueva dimensión, según los analistas.  

"España será absolutamente crucial para ayudar a garantizar el suministro este invierno porque tiene la mayor capacidad de importación de gas licuado de Europa y puede utilizarse para ser reexportadas luego al resto de la Unión", aporta Gloystein Henning, director de Energía de Eurasia Group.  

No obstante, cabe preguntarse hasta qué punto puede España confiar en que estos envíos no se cortarán en el futuro, como ya ha ocurrido con Polonia, Holanda o Dinamarca, entre otros. En este momento, casi el 12% de la demanda de gas se cubre con el que se importa de Rusia, por lo que un eventual cierre del grifo supondría un encarecimiento de la energía y una subida de la factura de la luz. 

Los expertos coinciden en que ese escenario es muy improbable debido a que el GNL está mucho menos ligado al Kremlin que el gas que llega por tubería. Mientras que los gasoductos que desembocan en Europa son propiedad de Gazprom (la gasista estatal rusa), la estación de GNL que abastece al Mediterráneo está controlada por Novatek, una empresa privada rusa que incluso tiene accionariado extranjero. 

"Las exportaciones rusas de GNL tienen un carácter más comercial porque no están bajo el monopolio de Gazprom, mientras que las exportaciones por gasoducto están totalmente politizadas en Rusia", explica Gloystein Henning.

Los barcos que llegan a España desde Rusia, como parte de un contrato firmado con Naturgy hace cuatro años con Novatek, parten de la planta regasificadora de Yamal, ubicada en el extremo norte de Rusia, en las aguas heladas del mar de Kara. En la instalación también tienen una participación minoritaria la francesa TotalEnergies (del 20%) y dos empresas chinas que poseen el 30%, aunque la compañía rusa tiene el control con un 50,1%. 

"La interrupción de la producción [de gas en Yamal] infligiría un daño económico a las empresas no estatales rusas y a las extranjeras, incluidas las entidades estatales chinas, un aliado clave de Rusia, por lo que vemos improbable un recorte deliberado", afirma Anna Galtsova, directora de Investigación Energética Europea en S&P Global. 

El poder de los magnates energéticos en Rusia es de sobra conocido en Occidente, por lo que tiene sentido que Putin quiera mantener estable el negocio de Novatek, uno de los gigantes del país. Los analistas también creen que al Kremlin le interesa mantener a flote a una fuente de ingresos estable como los impuestos que cobra a esta compañía, especialmente en un panorama de altos precios de las materias primas que genera beneficios récord. "Si Rusia corta sus exportaciones de GNL a Europa sin una explicación razonable, aunque sea política, arruinará su imagen ante otros socios potenciales en Asia", afirma Francesco Sassi, investigador del RIE, un centro de estudios ubicado en Bolonia.

Pese a la seguridad que transmiten los expertos, Gonzalo Escribano subraya que la Comisión Europea prepara un tope al precio del gas natural de origen ruso, una herramienta política que pondría un límite a lo que pagan los gobiernos de Europa por esta materia prima.  

El Gobierno de Pedro Sánchez ha apoyado la aprobación de esta medida, aunque no está claro cómo podría afectar al acuerdo de Naturgy, ya que Putin ha prometido un embargo de gas natural a los países que suscriban el tope. Dániel Stemler, reportero de Energy Intelligence afincado en Madrid, opina por el momento no tendría ningún efecto sobre el pacto de Naturgy porque por ahora el tope solo sería sobre el tráfico de oleoductos. El experto añade que España se encuentra "en una posición mucho más cómoda que el resto de Europa" este invierno, puesto que "sigue recibiendo gas por el gasoducto de Argelia a pesar de todos los problemas diplomáticos".

Los barcos que traen el GNL a España terminan su viaje principalmente en el puerto de Bilbao, donde el gas puede ser almacenado o reenviado a otros países a través de los dos gasoductos de los Pirineos o cargado de nuevo en barcos para transportarlo a otros puertos europeos. 

La responsabilidad de la conexión gasista entre España y Rusia, de la que ahora depende en buena parte Europa, recae sobre la energética Naturgy que firmó este acuerdo cuando todavía era Gas Natural Fenosa en 2018, en el que fue el primer acuerdo de envío de GNL entre los dos países. 

El contrato incluye el envío de 3.000 millones de metros cúbicos de gas al año hasta 2041, cerca del 9% que consume España cada año. Aunque también habría otras empresas encargadas del tráfico de gas licuado ruso a España, pero en cantidades reducidas y en contratos al contado, no a largo plazo. 

Desde Naturgy rechazan comentar sobre su negocio con Novatek, aunque fuentes del sector ven improbable un corte del suministro, incluso con la imposición de un tope al precio desde Bruselas. Según explican, Naturgy tiene un contrato blindado a muy largo plazo que si se rompe de manera unilateral podría llevar a un arbitraje internacional con los diferentes dueños de la terminal de Yamal.

Además, el acuerdo cuenta con una cláusula take or pay, donde el suministrador ruso se compromete a enviar los volúmenes acordados, y el comprador español a pagar incluso aunque rechace el producto. También se desconoce el precio al que Naturgy compra la materia prima a Novatek, por lo que podría ser incluso inferior a lo que acuerde Bruselas en su tope. 

El negocio de la energética española se ha mantenido hasta ahora fuera de las miradas de Europa porque la Comisión no ha bloqueado la compra de gas a Rusia, como sí ha hecho con el petróleo y el carbón. Pero la Unión Europea sí ha sancionado a Gennady Timchenko, el número dos de Novatek hasta que renunció a su puesto en marzo. 

También ha sufrido el escrutinio público el gigante Total por su participación en el negocio ruso, del que ha rechazado desprenderse pese a la presión social. Según una investigación de Le Monde, publicada en agosto, la multinacional francesa y su socia Novatek vendieron queroseno que fue empleado por la aviación rusa para bombardear el Teatro de Marupol el pasado marzo, un atentado donde murieron más de 600 personas y fue considerado un crimen de guerra por Amnistía Internacional. 

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%.

Si las seis empresas energéticas del Íbex 35 aprovecharon la subida de los precios del gas, el petróleo y la electricidad para cuadriplicar sus resultados en 2021, el año de la guerra en Ucrania no ha podido sentarles mejor. De enero a marzo han ganado 3.393 millones de euros, un 23% más que en el primer trimestre del ejercicio precedente. Pero lo más espectacular es cómo se ha disparado su cifra de negocio, un 51,78%, hasta sumar 46.849 millones de euros.

En los casos de Repsol y Naturgy, sus ingresos se han elevado un 71,9% y un 73,7%, respectivamente, por encima de la facturación del primer trimestre de 2021. El volumen de negocio de Endesa ha crecido un 59,1%. El de Iberdrola ha sido un más modesto 20,4%. Sólo Enagás, que tiene buena parte de su actividad regulada, ha sufrido una caída de ingresos del 2,78%. Red Eléctrica Española (REE) también ha crecido, un 5,9%.

Las grandes energéticas se quejan de la “volatilidad” de los mercados y de las tensiones macroeconómicas provocadas por la invasión rusa, que han disparado el precio de las materias primas y los hidrocarburos. Pero ni la incertidumbre ni la escalada de cotizaciones han impedido que Repsol más que duplicara, con un aumento del 115%, sus beneficios en el primer trimestre, hasta sumar 1.392 millones de euros. No es para menos si se tiene en cuenta que, como la propia compañía destaca en la presentación de sus resultados, el crudo Brent cotizó a una media de 102,2 dólares el barril –en mayo llegó a estar a 113 dólares–, casi el doble que los primeros meses de 2021, mientras que el gas Henry Hub se pagó a cinco dólares por MBtu, duplicando la cotización de hace un año –en abril rozó los nueve dólares–.

De modo que el volumen de negocio de Repsol hasta marzo alcanzó los 18.216 millones de euros, gracias a que su segmento industrial facturó el doble que en el mismo periodo de 2021 y el que de denominan “comercial y renovables”, que incluye las estaciones de servicio, disparó sus ingresos un 65,6%, hasta los 7.269 millones.

Como los precios del crudo se trasladan de inmediato a los de las gasolinas y gasóleos, en las estaciones de servicio españolas se llegó a pagar por ambos combustibles más de dos euros el litro. Según reconoce también Repsol, máximos que no se veían desde 2008. No obstante, la compañía precisa que la facturación de las 3.300 estaciones de servicio que posee en España sólo representa un 5% de su resultado neto ajustado; es decir, unos 52,8 millones de euros.

El consumo de carburante aún no se ha recuperado de la pandemia y los altos precios no ayudan, por lo que Repsol asegura que sus ventas en estaciones de servicio siguen un 17% por debajo de los niveles de 2019. Aun así, ya superan en 27 millones de euros las registradas en el primer trimestre de 2021.

Está por ver el efecto en las cuentas de la compañía de los descuentos establecidos por el Gobierno desde el 16 de marzo, 20 céntimos el litro, que se elevan hasta los 30 céntimos para los usuarios de su aplicación Waylet y clientes profesionales de Solred. Repsol dice tener más de tres millones de usuarios de esa aplicación.

Iberdrola también ha comenzado el año con buen pie, unos ingresos de 12.150 millones de euros, que se han traducido en beneficios de 1.058 millones, un 3% por encima del primer trimestre de 2021. Aunque precisa que sus ganancias se han visto lastradas por su negocio en España, que ha caído un 29% al no haber trasladado a sus clientes los altos precios de la energía. Iberdrola asegura que el 80% de la electricidad que vende a sus clientes en el mercado libre la está cobrando a un precio entre la mitad y un tercio inferior al de la tarifa regulada. El 86% de los clientes de la eléctrica que preside Ignacio Sánchez Galán tienen la tarifa libre, un total de 18.189 usuarios. El negocio de producción de electricidad y clientes en España le ha reportado a Iberdrola unos ingresos de 5.019,7 millones de euros, un 56% más que hace un año.

Así que la empresa mantiene su previsión de acabar el ejercicio con unos beneficios netos de entre 4.000 y 4.200 millones de euros; es decir, por encima de los 3.885 millones con que cerró 2021 y que fueron los mayores de su historia.

Una buena muestra de los efectos en el negocio de Iberdrola del alza del precio del gas se observa en los enormes aumentos que han experimentado este primer trimestre la producción de ciclos combinados, que usan gas para producir electricidad –un 156,8%–, y el carbón –un 101,9%–. La energía solar ha crecido mucho menos, un 26,6% y la nuclear sólo un 1,4%). Mientras, la hidráulica ha caído un 57,0% y la eólica un 13,0%.

El volumen de negocio de Naturgy también se ha visto espoleado por el subidón de los hidrocarburos y la electricidad. Ha ingresado 8.141 millones de euros, una diferencia sustancial con su facturación del primer trimestre de 2021, aunque sus beneficios se han quedado en 354 millones, un 9,6% más que hace un año.

Como Iberdrola, culpa a sus operaciones en España; en concreto, a la “presión en los márgenes comerciales y una leve caída de la demanda”. Naturgy dice que tampoco está reflejando en los contratos con sus clientes el aumento global de los precios del gas y la luz. De hecho, explica que ha vendido “a largo plazo a clientes finales” toda su capacidad inframarginal de generación eléctrica, “equivalente al consumo de cuatro millones de hogares”, por debajo del precio establecido por el Gobierno, de 67 euros el megavatio hora.

Endesa ha facturado 7.596 millones de euros y ganado 338 millones hasta marzo. La cifra de beneficios es un 14% superior a la del primer trimestre de 2021 si de esta última se excluyen los 188 millones de euros que, en cumplimiento de una sentencia de la Audiencia Nacional, recibió del Gobierno en compensación por el coste de los derechos de emisión de CO2. En realidad, la cantidad que percibirá será mayor aún, 259 millones, porque se le añadirán unos intereses de 73 millones, según acaba de hacer público en su último informe trimestral.

Al igual que Iberdrola, Endesa confía en cerrar un buen ejercicio, con unos beneficios de 1.800 millones de euros, también por encima de los 1.435 millones de euros que ganó en 2021. Por un lado, la eléctrica no sufrirá impacto alguno en sus cuentas por la falta de suministro de gas por la guerra, puesto que carece de contratos con Rusia, y está buscando proveedores de uranio para sus centrales nucleares. Por otro, ha aumentado en un 13% el número de sus clientes en el mercado libre, de los que ya tiene 6,4 millones.

Red Eléctrica casi ha repetido este año sus beneficios del primer trimestre de 2021, 182 millones de euros, con un crecimiento de sólo un 0,5%, pero ha ingresado casi un 6% más. La empresa, cuyo 20% está en manos del Estado a través de la SEPI, es el operador del sistema eléctrico español. De manera que gestiona la red de transporte de alta tensión, pero no distribuye electricidad. Según explica en su informe trimestral, la demanda de energía eléctrica aún no ha recuperado en España las cotas previas a la pandemia: se mantiene un 2,4% por debajo de 2021.

Finalmente, Enagás, el gestor técnico del sistema gasista nacional, cuenta con una participación pública del 5% en su capital, y la mayor parte de su actividad está regulada. De ahí que el tremendo aumento de la actividad de sus seis plantas regasificadoras tras la invasión rusa no se haya traducido en un crecimiento de sus ingresos o beneficios. O al menos no hasta ahora. Porque en lo que va de año el volumen de actividad de Enagás ha crecido nada menos que un 81%, transformando el gas natural licuado (GNL) que llega a España en barco y se prevé que siga así el resto del ejercicio.

Enagás ha facturado 233,9 millones de euros y ganado 69,3 millones, un 25,4% menos que hace un año. Aun así, prevé cerrar este ejercicio superando los 430 millones de euros, lo que supone una mejora sobre los 403,8 millones que ganó en todo 2021. De hecho, este año espera incorporar plusvalías por valor de 200 millones. La demanda de gas natural, además, ha crecido un 11,5% en este primer trimestre, sobre todo porque su consumo para la generación de electricidad se ha disparado un 118,1%.

Gracias a este panorama optimista, las seis energéticas van a ser generosas en el reparto de dividendos. Iberdrola los va a aumentar en un 4,3%, de forma que llegará a los 0,44 euros brutos por acción –0,17 euros ya pagados en febrero y 0,27 que se abonarán en julio con carácter complementario–. Repsol retribuirá a sus accionistas con 0,63 euros el título, resultado de una mejora del 5%. En enero ya habían recibido otros 0,30 euros por acción. Además, la compañía de Antonio Brufau llevará a cabo 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 recomprará 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 es “acelerar” la recompra de acciones para mejorar sus objetivos de dividendo, teniendo en cuenta los actuales precios de los hidrocarburos.

Naturgy, por su parte, pagará una mayor retribución a los accionistas, 1,2 euros, sólo un poco por encima de Enagás –1,02 euros– y Red Eléctrica –un euro–. Pero Endesa será la más espléndida: 1,4 euros por acción, resultado de añadir 0,9372 euros en julio a los 0,5 euros ya abonados el pasado enero.

El Gobierno español ha mostrado su rechazo a incluir la energía nuclear y la generación por gas natural en la tabla de clasificación de opciones "verdes" en el marco comunitario, como propone la Comisión Europea (CE), según informa Europa Press.

"Independientemente de que puedan seguir acometiéndose inversiones en una u otra, consideramos que no son energías verdes ni sostenibles", recalca la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera.

Según destaca el Departamento que dirige Ribera, España es "firme defensora" de la taxonomía verde como instrumento clave para contar con referencias comunes que puedan ser usadas por inversores para lograr la descarbonización de la economía y alcanzar la neutralidad climática en 2050, pero considera que, dentro de ese objetivo, "admitir la nuclear y el gas natural como parte de la taxonomía verde europea supondría un paso atrás". "No tiene sentido y manda señales erróneas para la transición energética del conjunto de la UE", añade.

España admite que tanto la energía nuclear como el gas natural tienen un papel que jugar en la transición, pero "limitado en el tiempo", por lo que, a su juicio, "deben ser tratadas de forma aparte y no como verdes, donde están otras energías claves para la descarbonización y sin riesgo ni daño ambiental".

Según el marco regulatorio dispuesto en el Pacto Verde Europeo, el reglamento de la taxonomía verde tiene como propósito guiar a las empresas e inversores nacionales e internacionales en sus planes de descarbonización, identificando actividades y sectores económicos ambientalmente sostenibles y que contribuyan a la reducción de CO2, metano y otros gases causantes del cambio climático. Igualmente pretende ayudar a encauzar esas inversiones hacia aquellos sectores esenciales para lograr la meta de la neutralidad climática en 2050.

España considera que, para cumplir dichos objetivos, la taxonomía debe ser "creíble, útil y basada en la evidencia científica". En ese sentido, la clave para considerar "verde" una actividad económica, sector o tecnología es, según el Ministerio, su "contribución sustancial a las principales metas ambientales de la UE, como mitigar el cambio climático", entre otras, respetando además el principio de no causar daño ambiental significativo (Do Not Significant Harm).

"Las emisiones de metano de la generación por gas natural y la cuestión de los residuos de la energía nuclear ponen en cuestión la inclusión de ambas tecnologías dentro de la taxonomía verde de la UE", señala Transición Ecológica, que afirma que incluir ambas en la taxonomía verde supone "una señal errónea para los mercados financieros y no aporta la necesaria claridad para enfocar los flujos de capital hacia la economía descarbonizada, resiliente y sostenible prevista en el Pacto Verde Europeo".