Este sábado a primera hora la planta regasificadora de El Musel (Gijón) recibió su primer cargamento de gas desde que fue construida en 2012. La noticia pone fin uno de los mayores culebrones de la industria española, la instalación energética de Enagás que estaba llamada a relanzar la industria asturiana y que nunca llegó a operar porque no era viable económicamente ni cumplía los estándares de medioambiente. La planta costó en su día 387 millones de euros y se recupera ahora solo como almacén temporal de gas licuado en lugar de como regasificadora. Pese a haberse mantenido hasta ahora apagada, los hogares han pagado por ella 282 millones a través de sus facturas de gas, y hasta 2050 pagarán otros 387 millones, según la CNMC. 

La planta empezará a funcionar oficialmente en las próximas semanas, pero el sábado recibió una inyección inaugural de gas que servirá para poner a punto sus dos tanques de 150.000 metros cúbicos, capacidad equivalente a dos barcos metaneros. Según el medio británico Energy Intelligence, el cargamento lo envió la compañía energética alemana RWE procedente de un puerto estadounidense. 

Una vez que esté plenamente operativa, El Musel servirá como depósito temporal para almacenar gas que llegue de terceros países, como Estados Unidos o Nigeria, para después cargarlo de nuevo en barcos rumbo al norte de Europa. También servirá para almacenar una muy pequeña cantidad de gas (0,3 bcm, en la jerga del sector) durante el invierno. 

De esta manera, la planta será infrautilizada respecto a su objetivo original, ya que tiene toda la infraestructura para funcionar como estación de regasificación. Estas plantas reciben gas en forma líquida de los barcos metaneros y lo transforman a estado gaseoso para que pueda circular por la red española de tuberías y llegar a hogares, fábricas y oficinas. Pero España ya tiene seis regasificadoras –es el país de la UE que más tiene– que funcionan como mucho al 50% de su potencial porque la industria y los hogares no tienen capacidad para consumir tanto combustible, por lo que no tendría sentido sumar a ellas la estación de Gijón. 

Esta sobrecapacidad de regasificación no es un problema nuevo para El Musel, una planta que fue tachada de innecesaria nada más terminarse de construir. En 2008, bajo el Gobierno de Zapatero, la construcción de la regasificadora se incluyó en el plan energético del Gobierno como una infraestructura clave para el futuro energético de España. Sin embargo, cuatro años después, bajo el mandato de Rajoy y cuando estaba lista para empezar a funcionar, se abortó su apertura porque las seis plantas existentes eran más que suficientes. "No se considera prudente que nuevas plantas de regasificación comiencen a funcionar […] hasta que la demanda lo justifique", recogió un real decreto ley aprobado ese año, que explicaba que, si se encendía El Musel, la red gasista española podría colapsar porque habría muy poco combustible dividido entre demasiadas regasificadoras.

Quienes estaban al tanto del proyecto en la época relatan que el fiasco fue orquestado por el entonces presidente socialista de Asturias, Vicente Álvarez Areces, que quería convertir a su región en una potencia energética e industrial, con la apertura de una decena de centrales de ciclos combinados y la sustitución del carbón por gas natural en la metalurgia. Todo ello alimentado con el gas que llegaría de El Musel. "Era un plan nefasto e imposible. Quería basar la economía en la exportación de electricidad en un país donde todos querían construir renovables y centrales de gas", opina Paco Ramos, especialista en energía de Ecologistas en Acción que todavía hoy lucha contra El Musel. 

Guillermo Ulacia, entonces ejecutivo de Arcelor en Asturias y hasta el año pasado presidente de la patronal del metal en esa región, coincide con esa versión. "Areces quería convertir el puerto de Gijón en el de Vizcaya [donde había una importante regasificadora que alimentaba a la industria vasca], pero la demanda de gas no era suficiente y la capacidad para enviar el combustible sobrante a Francia por tubo era muy limitada", explica. También recuerda que en la época se rumoreaba con que País Vasco y Galicia, que controlaban la regasifiación en el norte de España, presionaron para tumbar el proyecto asturiano. 

El problema es que el Gobierno había garantizado la construcción a Enagas y como las regasificadoras se consideran parte de la red del transporte de gas, reciben retribuciones del Estado a cambio de su construcción, como ocurre con otras infraestructuras clave del Estado. Incluso estando cerrada, entre 2012 y 2023 Enagas ha recibido 283 millones de euros en retribuciones por el coste financiero de la planta y de sus costes de mantenimiento, según la CNMC. Como la planta estaba cerrada, estas compensaciones no incluían las ayudas públicas a la construcción de El Musel, por lo que la deuda con la compañía no está todavía saldada. 

"El sistema gasista tendría pendiente de retribuir toda la inversión realizada hasta el momento (aproximadamente 387 millones de euros) que no ha sido amortizada aún, así como el compromiso de mantener mientras dure la hibernación la retribución financiera correspondiente y los costes de operación y mantenimiento antes señalados", recoge la CNMC en su informe. El regulador publicó en febrero la hoja de ruta de los pagos, que se extenderán durante 51 años más. El año que viene la retribución será de casi 26 millones de euros, cifra que se reducirá poco a poco cada año. 

Como explica Diego Rodríguez, economista de Fedea, las retribuciones que paga la CNMC proceden del dinero que ingresa el regulador de los llamados peajes de la factura del gas. Es decir, una pequeña parte de lo que pagan los hogares cada mes en el recibo del gas se destina a costear la resgasificadora fallida y a compensar a los inversores de Enagas, incluso con la regasificadora en modo hibernación.

"Como hemos tenido la planta parada nos hemos dedicado a pagar la rentabilidad de la inversión. A partir de ahora estaremos décadas pagando una infraestructura que nos va a costar a todos 670 millones", critica Paco Ramos. 

La historia no acaba aquí. En 2008 el Ministerio de Industria otorgó la licencia de construcción de la regasificadora pese a que estaba a apenas un kilómetro del barrio de El Muselín, lo que entonces era ilegal según la normativa de prevención de ruidos. Colectivos sociales liderados por el grupo político de Los Verdes denunciaron la irregularidad y en 2013 el Tribunal Superior de Justicia de Madrid dio la razón a los ecologistas y declaró ilegal la planta. Tres años después, tras el recurso de Enagas, el asunto fue al Tribunal Supremo, que confirmó la sentencia del TSJM. 

A partir de ahí comenzó un lento proceso para tratar de enmendar el error. En 2017 en Ministerio de Industria de Rajoy publicó un decreto que permitió a la planta volver a tramitar los permisos de construcción que obtuvo ilegalmente –ahora que estaba abolida la ley que limitaba su construcción a dos kilómetros de un núcleo urbano–. En 2021 recibió una declaración de impacto ambiental positiva del Ministerio de Transición Ecológica, ya con el PSOE en el poder. Con la crisis de gas derivada de la guerra, los pasos finales se aceleraron y la CNMC actualizó el pasado febrero el sistema de retribución de la regasificadora y hace tres semanas el Gobierno concedió finalmente a la planta su autorización administrativa para funcionar. 

Joan Batalla, presidente de la patronal gasista Sedigas, afirmó esta semana que el motivo de la hibernación de la plata fue la crisis económica de 2008, que provocó una caída del consumo de combustible. Y afirmó que la reapertura de El Musel es una oportunidad para el sector en el país. "España es una puerta de entrada con un sistema enormemente flexible que nos permite actuar de forma solidaria con el resto de Europa. Lo hemos visto durante los meses de mayor inseguridad de suministro", dijo el representante del sector.

Paco Ramos, de Ecologistas en Acción, defiende todavía hoy que la planta nunca se necesitó y que fue un pufo permitido por los gobiernos regional y nacional. Por eso, afirma que hace aproximadamente un mes denunciaron de nuevo a El Musel ante el Tribunal Superior de Justicia de Madrid por la vía de lo Contencioso. En este caso, ya no por su cercanía a las casas, sino para que se investigue por qué se introdujo en el plan 2008-2016 de planificación gasista y eléctrica si no había una demanda que justificase la regasificadora.

La fuerte generación renovable, los altos precios de la energía y un otoño con temperaturas más suaves de lo normal destruyeron buena parte del consumo de gas natural de noviembre. La demanda cayó un 30% frente al mismo mes del año pasado, el mayor desplome interanual del registro, según las cifras publicadas por Enagás.

La caída de la demanda fue en noviembre incluso mayor que en mayo de 2020, en lo peor de la pandemia, cuando la quema de gas natural cayó un 25% en España, lo que refleja la magnitud de la situación y cómo los españoles tratan de ahorrar en la factura ante la llegada del invierno. 

Quienes más se han apretado el cinturón fueron las empresas y los hogares, un grupo que redujo su demanda de gas un 32% respecto al año pasado, principalmente porque la industria renunció a quemar toneladas de gas para abaratar los costes de producción. También influyeron las buenas temperaturas: acaba de cerrar uno de los cinco meses de noviembre más cálidos del registro y eso permitió a las familias encender la calefacción menos de lo habitual en estas fechas.

Al mismo tiempo, un intenso viento sopló en toda la península a mediados de mes y disparó la generación de electricidad en los parques eólicos, lo que desplazó la producción de las centrales de ciclo combinado, las que funcionan con gas natural. En este sentido, el consumo de gas en la generación eléctrica cayó un 26% respecto al año pasado.

La industria española clama desde hace un año que las empresas no pueden operar en estas condiciones, ya que el gas es hoy tres veces más caro que hace un año, lo que encarece la producción. "Algunas empresas han tratado de trasladar los costes a los clientes, pero es algo que no podemos seguir haciendo", afirma Verónica Rivière, presidenta de Gasindustrial, una alianza de empresas que consumen grandes cantidades de esta materia prima. 

Algunos fabricantes han tenido que reducir su producción y otros incluso dejar de operar hasta que el negocio vuelva a ser rentable. Mientras que unas pocas compañías, especialmente las que procesan refino, han adaptado su tecnología para quemar fuel en lugar de gas. 

Pese al complicado escenario, la industria española ha logrado durante meses capear el temporal, aunque los datos más recientes apuntan a que las empresas ya sufren las consecuencias. El Índice de Producción Industrial elaborado por el INE, mostraba un crecimiento de la actividad en septiembre –el último dato disponible– del 3,6% respecto al año anterior, una cifra positiva. Pero el Índice PMI manufacturero, elaborado por la firma S&P y recién publicado, afirma que la industria española lleva cinco meses en contracción. 

Aunque la caída de consumo de gas es una pésima noticia para la economía, se puede extraer una lectura positiva. Europa trata desde antes de verano de recortar de donde pueda el consumo de gas natural para estrangular económicamente a Rusia, un gran exportador de esta materia prima, y unos precios tan altos hacen poco atractivo al gas natural. 

De hecho, los ministros de Energía de la UE acordaron en julio reducir voluntariamente la quema de gas un 15% entre el 1 de agosto y el 31 de marzo de 2023 respecto a los últimos cinco años, un porcentaje que cae hasta el 6,4% para España debido a su limitada interconexión energética con el continente. Según las cifras recopiladas por la consultora Ignis Energía, España recortó su demanda de gas entre agosto y noviembre un 7% respecto a la media del último lustro, por lo que el Gobierno cumpliría con su compromiso si se mantiene la situación. 

Una reducción temporal de la quema de gas también permite reducir las emisiones de efecto invernadero. Durante el mes de noviembre el viento sopló con fuerza y la generación de electricidad con molinos de viento ayudó a mantener apagadas muchas de las centrales de ciclo combinado, otro de los motivos por los que cayó la demanda de gas natural. 

La tecnología eólica registró su mejor mes del histórico y fue la mayor fuente de generación en noviembre, hasta el punto de que logró desbancar a la producción con gas por primera vez en seis meses. En consecuencia, las emisiones de dióxido de carbono del conjunto de las centrales eléctricas españolas fueron de 3,01 millones de toneladas de CO₂ el mes pasado, lejos de los 3,87 millones de octubre, o los 4,56 millones de agosto, cuando las centrales de ciclo combinado funcionaban a pleno rendimiento. 

La cuestión ahora es qué ocurrirá en los tres próximos meses, los más fríos del año. Por ahora el viento se ha frenado la última semana, aunque se espera con mucha seguridad que las temperaturas sean más cálidas de la normal en toda España este invierno, especialmente en la costa Mediterránea y Baleares. "No se prevé una ola de frío a corto plazo", señaló este jueves Rubén del Campo, portavoz de la Agencia Española de Meteorología. 

Los modelos también apuntan a un invierno más lluvioso de lo normal en el este del país y el archipiélago, lo que fomentaría la generación hidroeléctrica en la zona, Pero la mayor parte de la península registrará unas precipitaciones normales o incluso inferiores a la media.

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.

España y Portugal convencieron este jueves a Francia para reinventar el proyecto MidCat cuando se cumplen 15 años de su diseño original. Además de su nuevo trazado entre Barcelona y Marsella, también tendrá que ser ideado desde cero para transportar hidrógeno en lugar de gas natural y para soportar la corrosión del agua al tratarse de un proyecto submarino. 

Los ingenieros consultados destacan que el futuro hidroducto es el mayor proyecto de este tipo ideado hasta la fecha, pero no debería suponer un reto tecnológico, ya que la industria española tiene experiencia en la construcción de tuberías de gas natural submarinas, como la que une Almería con Argelia. La diferencia es que para que circule hidrógeno por ella se necesita un sellado especial en las juntas y un recubrimiento interior añadido para evitar fugas.  

Andrés Hernando, ingeniero y director general de Hiperbaric, una compañía que diseña tecnología de compresión de hidrógeno, explica que la clave está en el tamaño de las moléculas: "El hidrógeno es mucho más pequeño y se cuela entre los cristales de las tuberías de acero que llevan el gas natural". 

Para solventar este problema y evitar fugas o grietas, basta con coger una tubería estándar de gas natural y cubrir su interior con una capa de poliamida, un plástico que impide que el hidrógeno toque las paredes de metal del gasoducto. A esto habrá que sumarle otro aislante exterior para que el agua salada no pueda corroer el conducto, ya que esta nueva propuesta es submarina a diferencia del MidCat. 

Como la instalación es al fin y al cabo la misma, solo que con un mayor aislante, los expertos confirman que BarMar podrá servir primero para transportar gas natural y en un futuro hidrógeno verde, el que se produce tras separar una molécula de agua con un chispazo de elelctricidad generada previamente con fuentes renovables, como el sol o el viento. Solo habrá que cambiar los compresores que impulsan el gas para adaptarlos a la partícula que viaje por su interior. 

El propio director general de Enagás, la compañía que gestiona el sistema gasista español, confirmó este jueves la viabilidad técnica del proyecto, que deberá ahora afinar junto a sus homólogos franceses y portugueses antes del 9 de noviembre, fecha en que los gobiernos de los tres países se reunirán para presentar en común el proyecto en Alicante. 

Aunque los nuevos cambios no dificultan su montaje, sí prometen encarecerlo frente a la idea original debido a los nuevos aislantes de la tubería, según José Ignacio Linares, profesor de Tecnologías Energéticas de la Universidad de Comillas ICAI. También aumentará su coste la mayor distancia del tubo y su instalación y mantenimiento, ya que deberá hacerse desde barcos que estén en la superficie. 

A falta de conocer las cifras oficiales, los analistas han tratado ya de aproximar el coste del proyecto. Martin Sagot, asesor regulatorio de Electricité de France (EdF), apunta a que la distancia por mar entre Barcelona y Marsella es de unos 360 kilómetros, pero el tubo tendrá que ser mucho más largo. Como deberá ir anclado a una profundidad de unos 500 metros, estima que la tubería será de unos 450 kilómetros, según publicó en este hilo. 

El precio estándar del sector para construir un hidroducto es de entre 3,7 y 4,8 millones de euros por kilómetro en función de su diámetro, por lo que el BarMar podría tener un coste de entre 1.700 y 2.200 millones de euros, grosso modo. Aunque España ya ha afirmado que pedirá financiación a la Unión Europea para costear el proyecto. 

Sagot también estima que la conexión no será una línea recta entre las dos ciudades, sino que será más bien una parábola cercana a la costa para evitar los desniveles del fondo del Mediterráneo que hay en mar abierto. 

La segunda incógnita del proyecto es la duración de su construcción, que será clave para determinar para qué se utiliza finalmente la conexión, ya que pretende servir temporalmente como apoyo a Europa con el envío de gas natural para que países como Alemania puedan sobrellevar el invierno.  

Los analistas han desechado esta idea en los últimos días con el argumento de que para cuando esté operativa la conexión ya se habrán encontrado otras soluciones, puesto que estiman tiempos de construcción de entre seis años y una década. 

"A futuro es una inversión que nos viene bien para entrar en el mercado del hidrógeno, pero desde luego no resuelve la crisis energética actual porque no estará disponible en los próximos inviernos que es cuando se necesita", opina José Ignacio Linares. 

Andrés Hernando, por su parte, cree que no debería prolongarse tanto la obra porque las tareas de montaje podrían resolverse en apenas dos años. El problema, según él, estará en la agilidad para dibujar los planos y sobre todo en los trámites burocráticos, donde se verá realmente si hay o no un compromiso real para sacar adelante el BarMar. 

Hernando también destaca que aunque el nuevo trazado submarino es más caro, supera una de las líneas rojas del Gobierno francés, que era evitar el impacto medioambiental en un territorio dominado por el voto a la izquierda. También añade que el hecho de llevar el proyecto al mar quita muchos dolores de cabeza administrativos: "Pagar derechos de paso es muy costoso y lleva muchos años. Suele ser la parte más importante del proyecto". 

Sin embargo, los grupos ambientalistas ya han manifestado este viernes que tampoco apoyan llevar el plan al agua. "Supone un impedimento para una transición energética justa, es un lavado verde para la industria gasista y bloquea fondos que deberían dirigirse a soluciones reales que ya pueden ser implementadas", han expresado en un comunicado conjunto de siete organizaciones, entre ellas WWF, Greenpeace y Ecologistas en Acción. 

Las ONG argumentan que el 99% del hidrógeno que se produce hoy en día procede de fuentes contaminantes. "Lo más probable es que MadCat lleve gas o gas mezclado con un poco de hidrógeno durante décadas", opinan, y añaden que probablemente ni siquiera se termine por construir. 

Desde Climate Action Network Europe, una red que agrupa a cerca de 1.500 organizaciones medioambientales, comentan a infoLibre que esta clase de proyectos que fomentan el consumo de gas natural no deberían recibir financiación pública. Pero entienden que en el futuro será necesario el despliegue de hidrógeno generado por energías renovables. 

"Algunos sectores clave, como la siderúrgica, la química o el transporte de larga distancia, seguirán necesitando combustibles gaseosos como fuente de energía", afirma Esther Bollendorff, experta en gas de CAN Europe.

La Bolsa caía un 1,3% a los pocos minutos de que el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, anunciara un nuevo impuesto a los bancos para que éstos contribuyan al reparto de las cargas que la inflación y la guerra imponen a la ciudadanía. El Íbex 35 perdió los 8.000 puntos, la cota a la que lleva meses agarrándose con dificultades, y sólo los recuperó a última hora de la tarde. CaixaBank se llevó la peor parte, con una caída del 8,63%%, seguida del Sabadell (-7,44%), Bankinter (-5,08%), BBVA (-3,77%) y Santander (-3,65%).

Sin embargo, al secretario general de CCOO, Unai Sordo, el anuncio del nuevo impuesto a los bancos, como el ya previsto a las grandes energéticas, le sonó “bien”. “Es una lógica de medidas que compartimos”, explicó. Pero a continuación expresó su cautela “hasta ver cómo acaba concretando la normativa”. “Las medidas fiscales dependen mucho de cómo se reglamenten para que tengan un efecto recaudatorio u otro y no se queden en agua de borrajas”, advirtió.

Sordo ha coincidido con la CEOE en criticar que el paquete de nuevas medidas se haya adoptado sin consultar antes con los agentes sociales, sindicatos y patronal. Además, la CEOE cree que no son “una solución real a los problemas de elevada inflación que hoy sufre la economía española”, sobre todo las subidas de impuestos, que consideran una barrera añadida para que las empresas se recuperen de la pandemia. Según argumenta la patronal, apoyándose en cifras del Banco de España, mientras que cerca del 77% de las empresas ha aumentado sus costes de producción por culpa del encarecimiento de sus consumos intermedios, sólo algo más del 38% lo han trasladado a precios finales.

También el sindicato de técnicos de Hacienda, Gestha, reclamó concreción al Gobierno. Le piden que defina el hecho imponible del nuevo impuesto a los bancos, puesto que en 2019 sólo 26 de ellos, pertenecientes a grandes entidades, tuvieron bases imponibles positivas superiores a 2.031 millones de euros, aseguran. Al nuevo impuesto a gasistas, eléctricas y petroleras, Gestha lo considera más bien un incentivo para que estas grandes compañías contengan los precios, de forma que eviten la “tacha reputacional” que supondrá el anuncio de que tienen que pagarlo. Todas las mayores empresas deben tributar ya por un mínimo del 15% en el Impuesto sobre Sociedades, que se eleva al 18% en al caso de los bancos y las empresas de hidrocarburos. Esta medida, incluida en los Presupuestos del Estado de este año, afecta sólo a 12.000 empresas, el 1% de las existentes.

De momento, el Ministerio de Hacienda sólo ha detallado que los dos nuevos impuestos gravarán los beneficios de las empresas y bancos que facturen más de 1.000 millones de euros al año. Por encima de ese umbral se sitúan ampliamente todas las energéticas y entidades financieras del Íbex 35.

De hecho, sólo en el primer trimestre del año, cuando aún no se habían dejado sentir los efectos de la guerra en Ucrania, las seis energéticas del selectivo español facturaron 46.849 millones de euros, casi un 52% más que en esos tres meses de 2021. En todo el ejercicio pasado, Repsol alcanzó una cifra de negocio de 49.480 millones de euros. Iberdrola ingresó 39.114 millones; Naturgy, 22.130 millones. La facturación de Endesa se quedó en 20.899 millones. Mucho menor es la de Red Eléctrica, que cerró con 1.952,9 millones de euros en 2021. La única que podría librarse del nuevo impuesto, si no superara este año la cifra de negocio de 2021, es Enagás, que facturó 975,68 millones de euros. En 2020 sí los superó: 1.053 millones.

Los ingresos de la gran banca también fueron de récord histórico el año pasado. Santander consiguió un margen bruto –los ingresos de la entidad– de 46.404 millones de euros en 2021. El de BBVA fue de 21.066 millones. Caixabank alcanzó los 10.274 millones de euros y Banco Sabadell, 5.026 millones. Bankinter también supera el umbral fijado por el Gobierno, con un margen bruto de 1.855,3 millones en 2021. Fuera del Íbex 35, entidades de menor tamaño como Unicaja, que ingresó 1.099 millones el año pasado, o la gallega Abanca, con un margen bruto de 1.052 millones en 2021, también tendrán que pagar el nuevo impuesto. Unicaja, que cotiza en el mercado continuo, cayó este martes un 7,67%.

Las patronales de la banca y las antiguas cajas de ahorro no han recibido la noticia con mucho entusiasmo. “El sector bancario paga muchos impuestos, superiores a los de otros sectores [un 30% en sociedades, que tiene un tipo general del 25%], se ha quejado el portavoz de la AEB, José Luis Martínez Campuzano, por lo que, a su juicio, la medida del Gobierno “va en contra del principio de igualdad y distorsiona el mercado”. También ha lamentado la “improvisación jurídica” en que opera en el sector. Y ha negado que la próxima subida de tipos que aprobará el BCE el día 21, y a la que aludió Pedro Sánchez en el debate, “asegure necesariamente una mejora de la rentabilidad de los bancos ni se traduzca en beneficios extraordinarios”. Por su parte, Alberto Aza, portavoz de la CECA, ha criticado el nuevo impuesto porque “no contribuye a armonizar los regímenes fiscales dentro de la Unión Bancaria”.

Hacienda no ha dado más detalles sobre estos dos nuevos gravámenes, excepto que el PSOE y Unidas Podemos presentarán dos proposiciones de ley en el Congreso para crearlos. Según ha explicado la ministra, María Jesús Montero, éste es el “instrumento jurídico más ágil” para que ambos tributos entren en vigor el próximo ejercicio. Se tramitarán al mismo tiempo que los Presupuestos Generales de 2023, puesto que los nuevos impuestos no pueden crearse ni por decreto-ley ni utilizando las Cuentas del Estado, ha recordado la titular de Hacienda.

Con estos tributos a bancos y energéticas, el Gobierno prevé recaudar un total de 7.000 millones de euros en los dos años que estarán en vigor –2023 y 2024–.

Las medidas para paliar el daño que la inflación está infligiendo a los bolsillos de los ciudadanos se centran en la gratuidad del abono de transporte para cercanías y media distancia de Renfe y Rodalies (en Cataluña) y en una beca complementaria de 100 euros mensuales para todos los estudiantes mayores de 16 años que ya tengan otra ayuda.

El abono gratuito ha sido recibido por el vicepresidente y conseller de Políticas Digitales de la Generalitat, Jordi Puigneró, como una medida “populista”. “Lo que esperan los usuarios de Rodalies-Renfe es que funcione, no que sea gratis”, se ha quejado en Twitter, donde ha asegurado también que la medida del Gobierno “sitúa al transporte público al límite del colapso económico y de servicio”.

Por lo que respecta a las nuevas becas, se pagarán desde septiembre hasta diciembre, para lo que se aprobará un crédito extraordinario de 400 millones de euros. El Ministerio de Educación ha precisado que la ayuda será lineal para todos los becados independientemente de la cuantía que reciba ya cada uno y que su concesión será automática sin necesidad de que el beneficiario tenga que hacer ningún trámite, informa Europa Press. La cuantía media de las becas en España se sitúa en 2.173 euros por curso. Las universitarias se elevan hasta 2.982 euros y las no universitarias se quedan en 1.606 euros.

Otro de los anuncios del presidente ha sido el desbloqueo de la Operación Campamento, que permitirá la construcción de 12.000 viviendas, de las que el 60% serán públicas. La operación se encontraba paralizada desde 1989 por la falta de acuerdo entre las instituciones involucradas. Los terrenos son propiedad del Ministerio de Defensa, y la planificación urbanística corre a cargo el Ayuntamiento de Madrid. La iniciativa corrió a cargo de la Comunidad de Madrid cuando gobernaba Joaquín Leguina. El Ministerio de Transportes es el comprador del suelo.

El Gobierno ha anunciado ahora un acuerdo entre los dos ministerios involucrados que el Ayuntamiento de Madrid ha saludado con escepticismo. “Es un buen anuncio, pero de momento, vacío de contenido”, ha respondido el delegado de Urbanismo del consistorio, Mariano Fuentes. Son más de ocho millones de metros cuadrados situados en el suroeste de Madrid, entre la A-5 y Pozuelo de Alarcón.

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.

Las seis empresas energéticas del Íbex 35 ganaron 10.117 millones de euros en 2021, lo que cuadriplica no sólo sus resultados del año de la pandemia, sino también los de 2019. El motor de esta recuperación tan vigorosa hay que buscarlo en las cuentas de Repsol, que ha dado un vuelco a las pérdidas de 3.289 y 3.816 millones registradas en 2020 y 2019, a su vez el lastre que penalizó el sumatorio de los resultados de las seis grandes compañías en ambos ejercicios. El año pasado, la compañía de Antonio Brufau tuvo unos beneficios de 2.499 millones, una cifra que no recordaba la petrolera desde hace más de una década. Pero la vuelta a la alegría de las energéticas también tiene que ver con los 1.214 millones ganados por Naturgy, una buena noticia tras los 347 millones de pérdidas con que cerró 2020. Y con los 3.885 millones de beneficios de Iberdrola, los mayores de su historia, que han superado incluso sus propias previsiones para el ejercicio. Todas ellas han cabalgado con más o menos agilidad sobre los precios disparados de las materias primas y la luz.

En el caso de Repsol, ha sido determinante el alza de los precios del crudo ocurrida en el último trimestre de 2021, que le hizo ganar 560 millones de euros de octubre a diciembre. El crudo Brent, la referencia en Europa, pasó de cotizar a 50 dólares el barril a principios de 2021 a “alcanzar cotas no vistas desde noviembre de 2014”, por encima de los 86 dólares a finales de octubre, como bien destaca la propia compañía. Un aumento del 70% en un año que ha permitido a la división de Exploración y Producción de la empresa ganar 1.687 millones el año pasado, ocho veces el resultado de 2020.

Pero no sólo de petróleo vive ya Repsol. Apuesta fuerte también por las renovables, con unas inversiones que en 2021 alcanzaron los 829 millones de euros. Así, ha puesto en marcha proyectos eólicos y fotovoltaicos en Chile, España y Estados Unidos. Todo ello ha redundado en unas ganancias de 542 millones de euros, gracias a los elevados precios de la luz en el final de año y a una mayor producción tanto hidráulica como eólica y fotovoltaica.

Así que las buenas cifras de 2021 van a permitir a Repsol aumentar un 5% su dividendo, hasta los 0,63 euros, y recomprar 50 millones de acciones –otra forma de remunerar al accionista--, después de haber adquirido otros 75 millones el pasado octubre.

Los 3.885 millones de euros que ganó Iberdrola el año pasado son los mayores beneficios de su historia, que superan en un 8% los de 2020 y en un 12% los de 2019. La empresa de Ignacio Sánchez Galán atribuye el récord a la buena marcha de su negocio en Estados Unidos y Brasil, pero también a la mayor producción de las renovables en España –más generación hidroeléctrica y más capacidad solar, explica– “a unos precios más elevados”. Aunque Iberdrola asegura que los “mayores precios mayoristas” de la luz el año pasado la perjudicaron tanto en España como en Reino Unido, porque mantuvo “los contratos firmados previamente a un precio fijo menor”, lo cierto es que sólo en el cuarto trimestre de 2021 la compañía tuvo unos beneficios de 1.476,5 millones de euros, un 58,8% más que en el trimestre anterior y un 68,4% por encima de los que obtuvo entre octubre y diciembre de 2020.

“Iberdrola no se beneficia de los altos precios del pool eléctrico, porque vende su energía a los clientes a precios fijos”, aseguró Sánchez Galán durante la presentación de los resultados a los analistas este miércoles. “Los precios pueden pasar de 50 a 200 euros por megavatio hora (MWh), pero no hemos vendido a 200 euros. Si hubiera sido así, se habría multiplicado por dos nuestro resultado. Nunca hemos estado vendiendo nuestra energía a los precios pool, especialmente en el mercado español, hemos mantenido nuestra política de precios fijos y no nos ha beneficiado”, añadió, según informa Europa Press.

Lo que sí trasladará al precio del recibo, matizó a continuación, es “cualquier aumento fiscal que suponga un incremento en los costes”.

Iberdrola también mejorará su dividendo al accionista en un 5%, hasta 0,44 euros. Para este ejercicio, la compañía prever seguir aumentando los beneficios y superar los 4.000 millones.

Como Repsol, Naturgy ha conseguido dar la vuelta a sus pérdidas de 2020 –347 millones– y anotarse 1.214 millones de beneficios en 2021. Aún no ha igualado las cifras de 2019, cuando ganó 1.401 millones, pero ha cumplido con sus propias previsiones para el ejercicio. La empresa reconoce que su cifra de negocio se ha disparado un 44,2%, hasta alcanzar los 22.130 millones de euros “principalmente como consecuencia de la mayor demanda y los precios de la energía en el periodo, con un impacto especialmente positivo en las actividades de gestión de energía”. También los altos precios de la electricidad le han permitido aumentar un 50% el resultado bruto de su negocio de generación térmica en España. La división de gas natural licuado ha crecido un 80,3% igualmente por los precios disparados de esta materia prima, “más notablemente en el cuarto trimestre”, y por las mayores ventas.

En el lado negativo, Naturgy señala los costes –410 millones de euros– del plan de salidas voluntarias de empleados en España, que consistió en la prejubilación de 180 personas mayores de 58 años.

La compañía repartirá a cuenta de estas cifras un dividendo complementario de 0,5 euros, que se sumará al de 1,33 euros ya abonado el año pasado.

En 2021 Endesa ganó 1.435 millones de euros, un 2,9% más que en 2020, lo que supone superar sus previsiones para el ejercicio. De sus diferentes negocios, han crecido las renovables, cuya participación en el resultado bruto de la empresa casi se ha duplicado, mientras su cartera de clientes en el mercado libre ha aumentado un 3%, hasta un total de 5,9 millones.

La compañía que preside José Bogas mejorará también su dividendo, un 11%, que alcanzará los 1,44 euros por acción.

Finalmente, Enagás y Red Eléctrica son el gestor técnico del sistema gasista y el operador del sistema eléctrico en España, respectivamente. Ambas cuentan con participación pública en su accionariado: el 5% de la primera y el 20% de la segunda pertenecen a la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI).

Enagás ganó 403,8 millones en 2021, un 9% menos que en 2020 pero por encima de la cifra que la empresa se había marcado como objetivo. La demanda de gas natural creció en España el año pasado un 5,1% debido a la recuperación de la actividad económica, pero el nuevo marco regulatorio, que ha reducido sus ingresos por gestionar la red de gas, ha redundado en una caída de la cifra de negocio del 8,6%, hasta los 991,2 millones de euros.

Aun así, el dividendo de Enagás también mejorará, un 1%, y se pagará a 1,70 euros la acción.

Por lo que a Red Eléctrica se refiere, su beneficio en 2021 se elevó a 680,62 millones de euros, lo que equivale a un aumento del 9,57% respecto al año anterior. Sus ingresos, no obstante, experimentaron un recorte del 1,6% –ascendieron a 1.982,5 millones–, debido al descenso de su facturación del negocio regulado en España. Lo que sí le va bien a Red Eléctrica es la operadora de satélites Hispasat, que acaba de integrar los servicios gestionados de vídeo en Latinoamérica.

De forma que la empresa repartirá un dividendo de un euro por acción y otro complementario de 0,7273 euros el 1 de julio.

Bajo borrascas como hacía meses que no se registraban en el Norte de Francia, las olas del Mar del Norte rompen contra el casco rojo del inmenso navío. El buque cisterna Zarga, de 345 metros de eslora, ha atracado en el muelle principal de la terminal de GNL de Dunkerque, la segunda terminal metanera más grande de Europa continental, por detrás de la de Barcelona. Acaba de descargar su cargamento, gas natural licuado o GNL.

Para transportar el gas a más de 3.000 kilómetros de distancia, es necesario licuarlo antes, si no se puede transportar por gasoducto. El proceso implica bajar su temperatura a -162 grados centígrados y luego comprimirlo. De esta manera, su volumen se reduce 600 veces y resulta más sencillo su transporte en buques cisterna a través de mares y océanos.

¿De dónde procede este gas que llega a Dunkerque? “La mitad de los cargueros vienen de Rusia y de Estados Unidos; el resto procede de otros puntos diversificados”, detalla Juan Vázquez, presidente de Dunkerque LNG. “El año pasado, Yamal entró en funcionamiento antes de lo esperado y muchos actores se aprovecharon de ello”.

¿Yamal? Un sitio de licuefacción de gas natural en el norte de Rusia acusado de contribuir “a la apertura de una nueva ‘frontera gasística’ en el Ártico ruso, lo que podría dañar una región ya debilitada por el calentamiento de las temperaturas y provocar emisiones masivas de gases de efecto invernadero”, según la Red Europea de Observatorios Corporativos (ENCO), dirigida por la ONG Corporate Europe Observatory (CEO), especializada en la influencia de los lobbies en la política europea. Acusaciones refutadas por el mundo del gas: “Este proyecto se utiliza para traer el gas ruso que normalmente llegaría por gasoducto. La huella de carbono es la misma desde hace mucho tiempo”, defiende un empresario.

En octubre de 2019, ENCO publicó un informe titulado ¿Quién controla todos los gasoductos?. La terminal de importación de gas natural licuado de Dunkerque (Francia) y la terminal de Zeebrugge (Bélgica) figuran entre los “proyectos controvertidos de Europa”. Ambos tienen como accionista de referencia al grupo belga de infraestructuras gasísticas, Fluxys. Los principales clientes del puerto de Dunkerque LNG son EDF y Total, que está detrás de su construcción. En la terminal, que tiene una capacidad de regasificación anual de 13.000 millones de metros cúbicos, se reservan 9.500 millones de metros cúbicos para ellos a largo plazo.

Tanto Dunkerque como Zeebrugge se encuentran entre los “principales puertos europeos que reciben metaneros del Gran Norte de Rusia”, pero también reciben gas licuado estadounidense, lo que fomenta “la intensificación de la explotación de gas de esquisto en Estados Unidos, con consecuencias ambientales y sanitarias devastadoras”.

La capacidad de producción de gas ha explotado en Estados Unidos. De 2000 a 2015, la proporción de gas fracturado en la producción de Estados Unidos pasó de ser inferior al 5% a ser del 67% y sigue creciendo. En 2019, el secretario de Energía de EEUU Rick Perry lo vendió como “el gas de la libertad”, dado que el mundo del gas evoluciona en un ambiente de Guerra Fría, donde Estados Unidos y Rusia se enfrentan, tratando de imponerse en todas partes en detrimento de productores históricos como Catar y Argelia.

Durante todo su mandato, Donald Trump no cesó de presionar a los países europeos para que dejaran de importar gas ruso en beneficio del gas estadounidense, recurriendo a este argumento. Senadores republicanos hicieron suyo dicha justificación en una carta al Gobierno francés después de que sus representantes en el consejo de Engie se opusieran a un contrato de importación de gas de esquisto con el grupo americano NextDecade.

Porque esta “libertad” tiene un alto precio para el medio ambiente, ya que este gas se extrae por fracturación hidráulica, lo que provoca la destrucción y a veces la contaminación irreversible del aire, las aguas subterráneas y del subsuelo. Esto justificó la prohibición de la práctica de la fractura en Francia.

Para Patrick Corbin, presidente de la Asociación Francesa de Gas, estas controversias sobre el gas de esquisto, a pesar de todas las pruebas científicas, son casi infundadas. "El gas de esquisto, una vez producido, tiene la misma calidad que el gas natural producido en otras condiciones. Es absolutamente el mismo producto. El problema es prohibir el gas de esquisto en Estados Unidos, así que buena suerte con ello. Puedo entender que sea una preocupación, pero este debate debe tener lugar en Estados Unidos, no en Francia”. Algo que no es probable que ocurra de forma inmediata porque aunque Joe Bieden prometió un amplio plan climático, se comprometió a no cuestionar la fracturación.

“Como operador de infraestructuras, nuestro papel se limita a proporcionar un servicio a nuestros clientes; recibimos las cargas para regasificarlas. Nosotros no decidimos nada, nuestros clientes seleccionan de dónde vienen los cargamentos. No controlamos el origen de la carga”, puntualiza Juan Vázquez, presidente de Dunkerque LNG.

De hecho, la terminal de metano de GNL de Dunkerque es sólo una casilla en un tablero geopolítico mucho más grande: el del gran juego europeo del gas.

Toda la atención se centra actualmente en el gasoducto Nord Stream 2, objeto de todas las tensiones diplomáticas entre Europa y Estados Unidos, entre Europa Oriental y Occidental. Operativo desde 2017, se espera que dicho gasoducto de 1.200 kilómetros transporte unos 55.000 millones de metros cúbicos de gas entre Alemania y Rusia, duplicando la capacidad de entrega del Nord Stream 1, cuya ruta sigue casi al milímetro.

Las amenazas de sanciones de EEUU contra las empresas que participan o financian este proyecto han sido constantes. Tras el envenenamiento del opositor ruso Alexei Navalny, se intensificó la presión de EE.UU. y Europa del Este para detener el Nord Stream 2 como parte de las sanciones de Vladimir Putin contra Rusia. Aunque el proyecto resultó finalmente excluido de las sanciones, la batalla está lejos de haber terminado.

Más al sur, el mar Mediterráneo se ha convertido en un escenario de tensión internacional por la explotación de yacimientos de gas. Este verano, las primeras prospecciones turcas en un yacimiento situado entre las costas griegas y turcas llevaron a los dos países a demostraciones militares de fuerza en la zona, que Angela Merkel, en nombre de Europa, tuvo grandes dificultades para detener antes de que se convirtieran en un conflicto abierto. Pero las escaramuzas y tensiones existen en todas partes del Mediterráneo, en la costa libia, en torno a Creta, frente a las costas de Israel y de Líbano.

"EastMed, sobredimensionado"

Desde hace varios años, Italia, Grecia, Chipre e Israel han apoyado la construcción del oleoducto EastMed. Junto con el gasoducto Poseidón, debería llevar gas del Mediterráneo Oriental a Europa. Sin olvidar el gasoducto transadriático (TAP), que está casi terminado. Financiado en parte con fondos de la UE, este gasoducto de 3.500 kilómetros transportará 10.000 millones de metros cúbicos de gas desde Azerbaiyán a Europa, a través de Grecia e Italia (como comparación, baste decir que la UE en su conjunto importa 170.000 millones de metros cúbicos de gas de Rusia al año).

Según datos de la ONG Global Energy Monitor y de la asociación industrial Gas Infrastructure Europe (GIE), comprobados por Investigate Europe, en Europa se gastarán al menos 104.000 millones de euros para financiar nuevos proyectos de gas: 12.842 kilómetros de gasoductos adicionales, un aumento de 116.000 millones de m³ en la capacidad de importación de GNL y 40.650 megavatios más para las centrales eléctricas de gas.

¿Por qué dilapidar semejante cantidad de dinero público cuando, según Eurostat, la demanda europea es menos de la mitad de la producción de gas disponible actualmente? ¿Qué sentido tiene invertir a día de hoy en nuevas instalaciones con una vida útil de unas dos décadas, cuando los climatólogos del IPCC repiten que debemos poner fin a los combustibles fósiles lo antes posible?

“Ese es todo el debate que rodea al Nord Stream 2”, dice Patrick Corbin. “Actualmente, un país como Francia, que está bien dotado de infraestructuras de gas, con puntos de importación terrestres y marítimos, francamente, no las necesita. Sus actuales infraestructuras son suficientes. Pero lo que es cierto para Francia es mucho menos cierto para Alemania, por ejemplo. Los alemanes no tienen prácticamente ninguna terminal de importación de GNL, aunque existe el compromiso de construir. También son extremadamente dependientes del gas ruso”.

El gas, poderoso instrumento de geopolítica, es objeto de un intenso lobby en Bruselas. Aunque se trata de un combustible fósil y, por lo tanto, contribuye a las emisiones de gases de efecto invernadero, el mundo gasístico ha logrado que se acepte la idea de que es una energía casi limpia, en cualquier caso un actor indispensable en la transición energética, un aliado imprescindible de las energías renovables para compensar su intermitencia.

Desde entonces, el gas ha figurado en todas las etapas de la política energética europea. El 12 de febrero, el Parlamento Europeo aprobó la nueva lista de Proyectos de Interés Común (PIC), “proyectos de infraestructura esenciales destinados a completar el mercado energético europeo para ayudar a la UE a alcanzar sus objetivos de política energética y climática”, según la Comisión Europea. Entre los 149 proyectos prioritarios seleccionados para recibir financiación de la UE se encuentran 32 proyectos dedicados al gas natural. Para las ONG del clima, un escándalo.

Tanto es así que mientras el comisario de Energía, Kadri Simson, prometió a los eurodiputados que “la siguiente lista no incluiría ningún proyecto de gas natural”, el director general adjunto de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea, Klaus-Dieter Borchardt, admite ahora en una entrevista concedida a Investigate Europe que tal vez no sea así. Europa se verá obligada sin duda a financiar de nuevo proyectos gasísticos, en la nueva lista prevista para 2021, por la sencilla razón de que “tenemos compromisos jurídicos con las empresas”.

Klaus-Dieter Borchardt explica que “la Comisión Europea está en manos de los operadores de gas que deciden qué proyectos financiar”. Para entenderlo, hay que remontarse a 2009, cuando Europa quiso crear un mercado único de la energía, independiente de Rusia. Como de costumbre, los gobiernos decidieron confiar en el mercado para llevar a cabo esta política, con el apoyo de las empresas que distribuyen energía en el continente –la española Enagás, la italiana Snam, la francesa GRTgaz, la alemana Thyssengas y la holandesa Gasunie–. Estas empresas poseen todos los datos sensibles relativos a los gasoductos y a la seguridad del suministro.

Así nació ENTSOG (Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Gas), un lobby instalado en Bruselas en un elegante edificio del barrio europeo, cuya misión es proporcionar escenarios sobre la demanda de gas en Europa y, sobre esta base, proponer una lista de nuevas infraestructuras.

Gracias a su monopolio sobre los datos, ENTSOG ha predicho regularmente en los últimos diez años que la demanda de gas será mucho más alta que la demanda real. Es probable que ocurra lo mismo con el último escenario hasta el 2050. “La energía es la seguridad del suministro. Por lo tanto, siempre se debe dimensionar para satisfacer el pico de la demanda, cuando se supera la media”, explica un conocedor del mundo del gas.

Frida Kieninger, de Food & Water Europe, ha asistido durante años a reuniones como observadora de proyectos prioritarios de gas. “El proceso de desarrollo de nuevos proyectos de gas es opaco”, denuncia. “Los gobiernos y las partes interesadas se reúnen en ‘grupos regionales’ con los promotores de los proyectos de gas, a menudo sentados junto a los representantes de los ministerios. En algunas reuniones, parece que un país está representado sólo por su compañía de gas. No hay actas ni lista de participantes”, añade.

Inquietante, cuando se sabe que, según un informe de la ONG Global Witness publicado en junio, el 75% de los fondos destinados a proyectos de interés común desde 1973 "se han gastado en proyectos apoyados por empresas de la ENTSOG”. Proyectos prescindibles para algunos en Europa. “EastMed, por ejemplo, está sobredimensionado”, admite Klaus-Dieter Borchardt, director general adjunto de la DG de Energía. “Puedo entender que haya mucho gas en el Mediterráneo, pero tendría más sentido utilizar las instalaciones regionales de gas líquido, en lugar de llevar el gas natural a través de un largo gasoducto desde Israel hasta Grecia”.

Gasoducto EastMed.

Más recientemente, el Acuerdo Verde Europeo también ha sido objeto de una intensa labor de lobby en Bruselas. Según datos del Corporate Europe Observatory, los principales miembros de la Comisión se reunieron 151 veces con representantes de intereses empresariales, pero sólo 29 veces con representantes de intereses públicos.

“Yo no soy activo en Bruselas, pero soy uno de los 151 de París”, reconoce Patrick Corbin de la Asociación Francesa del Gas. “Lo entiendo, pero a día de hoy creo que los miembros de la Comisión tienen más medios para formarse una opinión. Siempre actuamos con transparencia, no nos escondemos, lo hacemos en la medida de lo posible partiendo de estudios serios y públicos”.

Otro empresario coincide: “Tenemos que dejar de demonizar el hecho de que los responsables políticos traten de informarse. Yo creo que es muy bueno. Todo es transparente, no tenemos nada de lo que renegar al respecto”.

Esperemos que la UE dé muestras de la misma claridad en sus objetivos climáticos y sobre todo en la neutralidad en las emisiones de carbono antes de 2050.

Traducción: Mariola Moreno

Leer el texto en francés:

El portavoz de Compromís en el Senado, Carles Mulet, ha exigido al Gobierno la devolución a los consumidores --particulares y empresas-- de las cantidades "ilegalmente cobradas" en las facturas del gas correspondientes al "sobrecoste" relacionado con el almacén energético hibernado Castor que soportaron entre los años 2014 y 2018.

"La sentencia es bien clara y los cerca de 34,5 millones de euros de pagos irregulares a Enagás deben volver a su lugar de origen, como es el bolsillo de los consumidores del gas y no al sistema gasista ni a realizar mejoras en otras infraestructuras del Estado", ha señalado Mulet en un comunicado, quien ha considerado "nuevamente injusta" la manera de actuar del Gobierno "en contra de los afectados del Castor".

Mulet ha recordado que "los hechos son especialmente graves, ya que estamos hablando de una infraestructura que no se llegó a poner en funcionamiento, un churro, por el que mediante Órdenes Ministeriales se les cobraron conceptos y cuantías por los costes de las plantas totalmente ilegales que no se han devuelto a los consumidores de gas por parte de unas instituciones que miran hacia otro lado".

Compromís promueve junto a otras fuerzas integradas en el grupo de la Izquierda Confederal del Senado la creación de una Comisión de Investigación relativa a esclarecer las responsabilidades existentes con el almacén energético hibernado Castor y que los ciudadanos puedan tener en la comisión "un importante foco de información, abierta y transparente ante un caso de interés general que no ha dejado indiferente a la sociedad y que ha estado rodeado de opacidad, sobrecostes, sismicidad y mala gestión".

La pasada legislatura, el Pleno del Senado rechazó con los únicos votos del PP, crear una comisión de investigación en el Senado. Recientemente, con un gobierno progresista, la Mesa del Congreso se ha mostrado contraria con los votos de PSOE, PP, UPN y Vox a tramitar la solicitud de creación impulsada por Compromís en la Cámara Baja, en lo que es el tercer veto a investigar "situaciones anómalas del sistema democrático, como sobre las actuaciones del rey emérito Juan Carlos I en relación al AVE a la Meca y el cobro de supuestas comisiones y el papel de Felipe González en los GAL", ha apuntado Mulet.

"Quienes quieren que nada cambie se encontrarán con la voluntad firme de numerosas formaciones políticas cargadas de legitimidad que trataremos de poner nuestro grano de arena en mejorar la decencia, la buena gobernanza, el respeto a la gente y la pulcritud con el uso del dinero público", ha agregado el representante de Compromís.

El portavoz de Unidas Podemos en el Congreso, Pablo Echenique, ha criticado este lunes la entrada de los exministros socialistas José Blanco y José Montilla en el Consejo de Administración de Enagás, y ha defendido la necesidad de legislar contra lo que su formación denomina "puertas giratorias".

"No nos parece que sea una buena práctica en democracia", ha asegurado en una entrevista en RNE, recogida por Europa Press, al ser preguntado por el fichaje que se conoció hace unos días de Montilla y Blanco en el citado Consejo de Administración, que se produjo junto al de Cristóbal José Gallego, miembro de la Comisión de Expertos para la transición energética que impulsó el anterior Gobierno y del El Observatorio Crítico de la Energía afín a Podemos.

Echenique ha reafirmado que la posición de Podemos respecto a la práctica que supone que "altos cargos de Gobiernos anteriores pasen a formar parte de Consejos de Administración de grandes empresa" es "bien conocida" --la formación morada hizo de la prohibición de las llamadas "puerta giratorias" uno de sus principales caballos de batalla" desde su nacimiento en 2014--.

Preguntado en concreto sobre el caso de los socialistas Blanco y Montilla --tendiendo en cuenta que ahora Podemos comparte Gobierno de coalición con el PSOE--, Echenique ha señalado que "no se trata de personalizar", pero ha abogado por prohibir las "puertas giratorias". "No se trata de personalizar. Nuestro planteamiento es general y he sido cristalino. Creo que personas que han tenido altas responsabilidades en Gobiernos del Estado, que han sido ministros o presidentes de Comunidades Autónomas no deberían entrar a formar parte de Consejos de Administración de grandes empresas con grandes salarios", ha enfatizado.

Así, ha defendido que "eso habría que evitarlo y habría que legislar para que haya incompatibilidades claras en este sentido". "Sean estas personas del PP, del PSOE, del PNV o de Junts", ha apostillado. Precisamente el pasado jueves el grupo de Catalunya En Comú Podem en el Parlamento catalán registró una proposición de ley en esta cámara para prohibir las "puertas giratorias" para los expresidentes de la Generalitat, y que no puedan entrar a formar parte de consejos de administración de grandes empresas y de las del Ibex 35, tras conocerse el fichaje de Montilla.

Echenique ha defendido que esto no tiene nada que ver con que el Gobierno nombre cargos de confianza, como hacen "todos los gobiernos". "Es obvio que un ministro o un secretario de Estado tiene que formar sus equipos con persona, por un lado con solvencia técnica, y por otro, de confianza", ha afirmado. "Esto es lógico y sería impensable formar gabinete con gente en la que uno no confía. Esto cuando lo hace un gobierno de derechas no merece ni medio titular, y cuando lo hace un gobierno progresista hay portadas con enchufes gigantes. Hay una doble vara de medir", ha criticado.

El nombramiento como consejeros independientes de Enagás de los exministros socialistas José Montilla y José Blanco, así como de Cristóbal Gallego, miembro del Observatorio Crítico de la Energía y afín a Unidas Podemos, ha recuperado la atención pública para las puertas giratorias, una práctica inveterada de políticos y grandes empresas. Enagás, propiedad en un 5% del Estado a través de la SEPI, no ha hecho más que reincidir en una vieja costumbre. Ya en 2014 metió en su consejo de administración de una tacada a dos exministras del PP, Isabel Tocino y Ana Palacio, al ex presidente de Alianza Popular Antonio Hernández Mancha, al ex director general de Industria del Gobierno de Mariano Rajoy Luis Valero y al expresidente del Tribunal de Defensa de la Competencia Gonzalo Solana, luego miembro de Equipo Económico, el despacho de Cristóbal Montoro. Entonces gobernaba el Partido Popular. Hoy, con el PSOE al mando, Enagás ha optado por dar otro color a su consejo utilizando idéntico método que hace seis años, convertir a expolíticos en consejeros independientes. Y en ambos casos asegura que para seleccionarlos ha recurrido a los servicios de una empresa externa.

La lista de políticos y empresas enredadas en las puertas giratorias es larga y está repleta de nombres de primera línea. Desde Felipe González (Gas Natural) y José María Aznar (Endesa) hasta Rodrigo Rato (Telefónica, Santander), Ángel Acebes (Bankia, Iberdrola), Elena Salgado (Endesa), Josep Borrell (Abengoa), Luis de Guindos (Endesa), Miguel Boyer (CLH, Red Eléctrica), Rodolfo Martín Villa (Endesa), Nicolás Redondo (FCC)...

Pese a los cambios normativos y a la cada vez mayor sensibilidad pública hacia los comportamientos corporativos tras la última crisis, las grandes empresas siguen sentando a ex altos cargos en sus máximos órganos de dirección, independientemente de su valía técnica, mientras los políticos parecen incapaces de resistirse a la llamada de los gigantes del ÍBEX 35. No importa el partido.

Cuando el pasado martes los periodistas le preguntaron al presidente de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), Sebastián Albella, por los nombramientos en Enagás, se limitó a apelar a la “responsabilidad” del consejo de administración, la junta de accionistas y la comisión de nombramientos de las empresas, y dejó el juicio sobre su idoneidad en manos del mercado. “Nosotros respetamos lo que hacen esos órganos y el mercado tiene en cuenta el tipo de gobierno corporativo de las compañías a la hora de valorarlas”, resumió.

Como, además, el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, justificó los nombramientos por el hecho de que hubieran sido propuestos por uno de los principales accionistas, la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), Albella se remitió también a la Guía Técnica sobre Comisiones de Nombramientos y Retribuciones, publicada por la CNMV el año pasado. “La guía tiene un apartado en la que se admite como algo aceptable o incluso natural que los consejeros dominicales [designados por los accionistas] o los accionistas significativos propongan nombres de consejeros”. Aunque esa guía también advierte de que en esos casos debe “extremarse la cautela”, matizó a continuación.

Un artículo sobre el que no tiene competencias

Lo cierto es que desde que la nueva Ley de Sociedades de Capital, tras su reforma en 2014, estableció los requisitos para ser consejero independiente, el campo que tienen las empresas para sentar en sus consejos a personas inadecuadas debería haberse restringido. Deben ser designados “en atención a sus condiciones personales y profesionales” y ser capaces de “desempeñar sus funciones sin verse condicionados por relaciones con la sociedad o su grupo, sus accionistas significativos o sus directivos”. La ley obliga a empleados o consejeros ejecutivos de la propia empresa a esperar tres y cinco años, respectivamente, para optar a esos puestos. Tampoco pueden acceder como independientes si perciben “cualquier cantidad o beneficio” de la empresa, “salvo que no sea significativa”. No precisa qué entiende como significativa. Además, excluye de esos pagos los dividendos y complementos de pensiones. Si han sido socios del auditor externo de la compañía o consejeros o altos directivos de una tercera empresa donde se sienten otros consejeros o altos directivos de la suya, no pueden ser nombrados consejeros independientes. Lo mismo si han sido proveedores, asesores o consultores de la sociedad durante el último año o han trabajado para una entidad que haya recibido donaciones de la empresa, aunque se lo permite a los patronos de las fundaciones. La ley excluye igualmente a cónyuges y parientes hasta el segundo grado de cualquier consejero ejecutivo o alto directivo. Y no pueden permanecer en el puesto durante más de 12 años.

Todas ellas, por tanto, condiciones lógicas y que no incumplen los políticos nombrados en Enagás, sin ir más lejos.

En cualquier caso, ese precepto no se encuentra entre los artículos que quedan bajo supervisión de la CNMV, tal y como establece la propia Ley de Sociedades de Capital en su disposición adicional séptima. El regulador bursátil sólo tiene competencias sobre el contenido del informe anual de gobierno corporativo, regulado en otro artículo de la misma ley. Es decir, únicamente puede actuar en caso de que haya “errores u omisiones” en ese documento que las empresas cotizadas están obligadas a enviar cada año a la CNMV. Entonces, no obstante, se limita a “solicitar información adicional” a las compañías. Aunque, si encuentra “omisiones o datos falsos o engañosos”, puede imponer a la sociedad un sanción por infracción grave, explica a infoLibre un portavoz del organismo.

“Debería ser más proactiva y hacer más controles”“Debería ser más proactiva y hacer más controles

La Guía Técnica de 2019 a la que se refirió Sebastián Albella describe los criterios de la CNMV sobre cómo deben actuar las comisiones de nombramientos. Por ejemplo, recomienda recurrir a una empresa externa para elegir a los candidatos a consejeros independientes, lo que hizo Enagás, como queda dicho más arriba. También invita a la comisión a recabar información “de manera periódica y al menos anualmente” sobre las actividades y “potenciales conflictos de interés” no sólo del candidato sino también del consejero una vez nombrado.

Es más, el regulador deja en manos de la comisión de nombramientos –aconseja que tenga una mayoría de consejeros independientes– la tarea de verificar “en general” si el candidato va a desempeñar sus funciones “sin verse condicionado por sus relaciones con la sociedad o su grupo, sus accionistas significativos o sus directivos”. La pregunta en este punto es si los ex políticos del PP nombrados en 2014 en Enagás y los del PSOE y Unidas Podemos nombrados ahora hicieron y harán su trabajo con independencia de los gobiernos que marcan las directrices de la SEPI, el accionista que los propuso.

Precisamente, la guía insta a la comisión a “extremar la cautela” cuando el candidato a consejero independiente lo proponga un accionista significativo, un consejero dominical o uno ejecutivo, y reclame “cuanta información considere oportuna” para asegurarse de que el aspirante “no tiene vinculaciones que pudieran condicionar su independencia”. En general, la CNMV pide a los miembros de esta comisión que actúen “con una actitud crítica y de escepticismo, sin dar por buenas sin más las propuestas e informes de personas ajenas a la comisión, en particular los de ejecutivos y altos directivos de la entidad”. Una actitud que considera “especialmente necesaria” cuando tienen que evaluar a los candidatos a consejeros independientes propuestos por consejeros ejecutivos o dominicales.

¿Es suficiente, pues, la vigilancia que ejerce la CNMV sobre las puertas giratorias? Alonso Hurtado Bueno, vicepresidente de la Asociación Española de Compliance (Ascom) y socio del despacho Écija Abogados, cree que no. “Debería ser más proactiva y hacer más controles”, apunta. A su juicio, esa mayor supevisión “no iría en detrimento sino en beneficio de las empresas, porque haría más transparente y seguro el mercado”. Hurtado Bueno reclama además que la CNMV no haga sólo controles exante exante–previos al nombramiento de un consejero– sino también expost;expost es decir, que vigile las operaciones aprobadas por la empresa “de forma permanente, pero sin paralizar el mercado”.

Sólo el 14% eran realmente independientes

Un estudio realizado por los profesores de la Universitat de les Illes Balears Rafel Crespí-Cladera y Bartomeu Pascual-Fuster sobre las empresas cotizadas españolas entre 2004 y 2009 reveló que el 56,3% de los consejeros clasificados como independientes en realidad no lo eran tanto: incumplían al menos uno de los ocho criterios que habían establecido ambos expertos para determinar su independencia. Mientras que las 135 sociedades que cotizaban en Bolsa en esos años declaraban contar con un 32,5% de independientes en sus consejos, el filtrado que hicieron Crespí-Cladera y Pascual-Fuster los reducía hasta el 14,2%.

Al aplicar los mismos criterios a las comisiones de auditoría, el estudio descubrió que, mientras que las empresas declaraban un 49,4% de independientes, sólo el 21,2% aprobaban el cribado más estricto. En el caso de las comisiones de nombramientos y remuneraciones, el 50,4% de independientes reconocidos por las compañías se recortaba hasta un 24,1% si se les aplicaban los nuevos criterios. Lo mismo ocurría cuando eran independientes quienes presidían los comités: según las empresas, la mitad de ellas contaba con uno al frente de ambos órganos, pero el filtrado los reducía a un tercio.

Según los autores del estudio, el porcentaje de consejeros erróneamente clasificados como independientes se redujo con el tiempo, sobre todo a partir de 2007, cuando entró en vigor el Código Unificado de Buen Gobierno Corporativo o Código Conthe, bautizado así por Manuel Conthe, el presidente de la CNMV entonces. Aun así, en 2009 el número de consejeros que aprobaban el cribado estricto de Crespí-Cladera y Pascual-Fuster no superaba el 50% ni el 33% en los comités de auditoría y nombramientos. Los consejeros que presidían ambos órganos tampoco eran realmente independientes en el 16% de las empresas analizadas.

Siete de los ocho criterios formulados por los profesores de la universidad balear coinciden con los incorporados cinco años después en la Ley de Sociedades de Capitales, pero también incluían uno nuevo: que no representen a una persona jurídica. Se trata, explican, de criterios estandarizados, equivalentes a los que rigen en Estados Unidos, la Unión Europea o Reino Unido.

En un estudio posterior, Crespí-Cladera y Pascual-Fuster analizaron los informes anuales de gobierno corporativo que las empresas enviaron a la CNMV entre 2004 y 2012, y los cruzaron con las listas de altos cargos de los gobiernos y parlamentos autonómicos, estatales y europeos. El 4,5% de los consejeros resultaron ser expolíticos, una proporción que se elevaba al 6,6% en las empresas de mayor tamaño y descendía al 2,2% en las más pequeñas. De esos 551 políticos devenidos en consejeros, el 56,5% habían sido nombrados como independientes, pero también había un 27,8% de dominicales y un 11,9% de ejecutivos.

No obstante, los autores aseguran que sólo han encontrado “alguna evidencia de deterioro del gobierno corporativo” cuando los expolíticos actúan como consejeros dominicales o ejecutivos, no cuando funcionan como independientes. “No encontramos que la incorporación de expolíticos a los consejos de administración genere efectos negativos sobre los intereses de los accionistas de forma sistemática, sobre todo si actúan como independientes”, explica a infoLibre Bartomeu Pascual-Fuster, “un asunto distinto es su efecto sobre la economía en general, si se daña la competencia y una empresa obtiene favores respecto a otras pese a ofrecer peor calidad y a precios más altos”.

Consejos de administración poco profesionales

A juicio del profesor balear, los expolíticos aportan a la empresa su conocimiento de la esfera pública y, aunque no sepan de negocios sí pueden tener experiencia en gestión. “Eso no está reñido con que cumplan su obligación de controlar y supervisar el trabajo de los altos directivos de la empresa para proteger a los accionistas”, defiende. Pero considera escandaloso que un porcentaje tan alto de independientes no cumplan los requisitos. “Que no nos vendan como independiente un consejero que es dominical”, protesta.

“Aún en 2007 no era infrecuente que los consejeros, todos señores mayores, se pasaran el tiempo leyendo el periódico mientras tú presentabas un informe”, recuerda Gloria Hernández, socia de finReg 360. El cambio, subraya, ha sido “brutal”: “Ahora los consejeros te preguntan y te repreguntan, y se nota la diversidad: son más jóvenes, vienen de distintas procedencias y hay mujeres”. Deja claro que se ha avanzado mucho en una profesionalización de los consejos que era necesaria. El nivel de exigencia ha aumentado desde aquellos consejos de administración que se presentaban como “regalos al final de las carreras profesionales de muchos”. “Ahora la comisión de nombramientos debe analizar si los candidatos saben de leyes y entienden de números para supervisar la labor de los altos ejecutivos y darse cuenta de que el director financiero lo está haciendo bien o mal, por ejemplo”, detalla la abogada. Pero al tiempo reconoce que una persona con “contactos” también “aporta” a la empresa.

Alonso Hurtado advierte, no obstante, de que “aún queda mucho camino” que recorrer en la profesionalización de los consejos. “Hay que reconocer que venimos de la nada”, resalta. El vicepresidente de Ascom sostiene en cualquier caso que los consejeros independientes han ayudado mucho en ese cambio –“meten presión al resto”–, y critica los nombramientos de expolíticos en Enagás precisamente porque “van en detrimento” de esa profesionalización. También por las “formas”: “Demasiado evidente; no es lo mismo un político profesional que un técnico magnífico que se mete en política”, concluye.

Una Oficina de Conflictos de Intereses que no funciona

Gloria Hernández Aler considera que la CNMV “lo está haciendo bien, el camino de la regulación es acertado... pero largo”. Y que también hay que poner el foco en la otra parte del conflicto: las incompatibilidades de los políticoslas incompatibilidades de los políticos. La también vocal de Ascom echa en falta “algún tipo de restricción, mediante una ley o un código” que regule la salida de los altos cargos públicos. Alonso Hurtado acusa a la Oficina de Conflictos de Intereses de no ser independiente. “Está adscrita al Ministerio de Función Pública, cuando debería depender del Congreso”, reclama. “No conozco ningún caso en que la Oficina de Conflictos de Intereses haya paralizado un nombramiento”, denuncia.

En 2016 el Tribunal de Cuentas desveló que, al menos entre 2012 y 2014, la oficina no verificaba las declaraciones de bienes e intereses que los altos cargos están obligados a presentar antes y después de ejercer sus responsabilidades. Sólo solicitaba aclaraciones sobre actividades previamente declaradas o sobre noticias que aparecieron en la prensa. Tampoco analizaba la posible existencia de conflictos de intereses cuando un alto cargo se reincorporaba a la función pública, a un organismo internacional o se empleaba en una empresa. De hecho, desde que se creó, en 2006, y hasta febrero de 2018, la oficina sólo vetó el 1,98% de las solicitudes de altos cargos, nueve de 453 presentadas. La Oficina de Conflictos de Intereses sólo ha tenido una responsable desde su fundación, Flor María López Laguna, toda una superviviente que ha sido refrendada por los gobiernos de José Luis Rodríguez Zapatero y Mariano Rajoy, y continúa con el de Pedro Sánchez.

Gloria Hernández pone en valor que la CNMV pida información a las empresas cuando surgen dudas sobre la independencia de los consejeros y que les exija que corrijan el nombramiento si los han “clasificado inadecuadamente” o si alguno de ellos ha superado los 12 años en el puesto –en Reino Unido son menos: nueve años–. Pero Alonso Hurtado destaca que no se hagan públicos los casos en que la CNMV ha dado esos “toques de atención” a alguna compañía por haber incumplido los requisitos de independencia. Gloria Hernández califica de “razonables” los límites impuestos por la ley, pero también los considera “ficciones jurídicas”. Un consejero delegado, añade, “no se vuelve independiente al cabo de tres años”, el plazo fijado para que un ejecutivo pueda ser nombrado consejero independiente. Y lo mismo ocurre con los políticos, que deben dejar pasar dos años antes de emplearse en una empresa de un sector sobre el que hayan tenido competencias durante el ejercicio de un cargo público. “Nadie se libra de sus contactos en dos o tres años”, objeta la abogada.

A juicio del vicepresidente de Ascom, la selección de los consejeros independientes debería imitar los sistemas de compliance,compliance de cumplimiento normativo. Es decir, “que las empresas demuestren que han sido diligentes”. También la CNMV debería concretar sus recomendaciones. Y si las compañías cotizadas no cumplen, debería aplicarles un régimen sancionador, “apartando al consejero o incluso anulando las operaciones en las que estuvo implicado”. Esas recomendaciones más detalladas, reclama Alonso Hurtado, tendrían que ser como las de la Autoridad Bancaria Europea (EBA), que conjugan flexibilidad y contundencia. Aunque no son de obligado cumplimiento, recuerda, no hay banco que se atreva a ignorarlas.

Enagás nombrará consejeros a los exministros socialistas José Blanco y José Montilla, así como a Cristóbal José Gallego, miembro de la Comisión de Expertos para la transición energética que impulsó el anterior Gobierno de Mariano Rajoy y de El Observatorio Crítico de la Energía, afín a Podemos, en su próxima junta general de accionistas, que se celebrará previsiblemente el próximo 30 de junio.

Así consta en el orden del día remitido este jueves a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), en el que la compañía insta a los accionistas a hacer uso de los medios de representación y voto a distancia o de asistencia telemática dadas las circunstancias excepcionales actualmente existentes por el covid-19. En todo caso, confirmará, con una antelación mínima de cinco días naturales a la fecha de celebración de la junta, mediante la publicación de un anuncio complementario, el régimen de celebración y la posibilidad o no de asistencia física.

Los nombramientos como nuevos consejeros independientes de Blanco, Montilla y Gallego fueron llevados por la Comisión de Nombramientos, Retribuciones y Responsabilidad Social Corporativa, presidida por Ana Palacio, a la última reunión del órgano rector de la compañía, celebrada el pasado lunes, dando el visto bueno a su idoneidad. Las incorporaciones de estos nuevos consejeros deberán ser ratificadas por la junta general de accionistas de Enagás -empresa participada en un 5% por el Estado a través del holding público SEPI-.

El consejo de administración cuenta actualmente con trece miembros, el presidente ejecutivo, Antonio Llardén, el consejero delegado, Marcelino Oreja, ocho consejeros independientes, dos consejeros dominicales, ambos en representación de la SEPI, y un vocal con la condición de experto.

Cuenta con la presencia de cuatro mujeres, entre ellas las exministras Ana Palacio e Isabel Tocino. También forma parte de él Antonio Hernández Mancha, quien fuera presidente de Alianza Popular entre 1987 y 1989.

El fundador de Inditex, Amancio Ortega, a través de su sociedad Partler 2006, perteneciente a Pontegadea, ha entrado en Enagás con la compra de un 5% del capital por un importe de 281,63 millones de euros, según ha informado este jueves la compañía presidida por Antonio Llardén. En concreto, dentro del proceso de colocación privada del aumento de capital de Enagás por 500 millones de euros para hacer frente a la compra de la estadounidense Tallgrass, la sociedad de Ortega se ha adjudicado un total de 13,09 millones de nuevas acciones, con lo que ostenta una participación del 5% en Enagás y se convierte, junto a la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), que también ostenta un 5%, en el mayor accionista de la compañía.

El tipo de emisión (nominal y prima de emisión) de los títulos nuevos se ha fijado en 21,50 euros por acción, una vez finalizada la prospección de demanda realizada por Goldman Sachs International.

Así, el importe efectivo total del aumento de capital de Enagás alcanza los 500 millones de euros, correspondiendo 34.883.721 euros al importe nominal y 465.116.280 euros a la prima de emisión.

Las acciones nuevas representarán un 9,74% del capital social de Enagás antes del aumento de capital y un 8,88% con posterioridad al mismo.

Enagás ha resaltado que el incremento en el número de acciones, consecuencia del aumento de capital, no altera su compromiso con todos sus accionistas en cuanto al dividendo por acción.

Este compromiso fue establecido en la actualización estratégica de la compañía, realizada en marzo de este año, y establece un crecimiento del dividendo hasta situarlo en 1,74 euros por acción en 2023.

Está previsto que las acciones nuevas queden admitidas a negociación en las Bolsas de Valores de Madrid, Barcelona, Bilbao y Valencia a través del Sistema de Interconexión Bursátil este viernes, de modo que su contratación ordinaria comience el próximo 23 de diciembre.

La ministra para la Transición Ecológica en funciones, Teresa Ribera, ha señalado que el Gobierno va a solicitar a Enagás la presentación del proyecto de ingeniería que requiere el "taponamiento definitivo del emplazamiento submarino" del almacén Castoralmacén Castor, informa Europa Press.

Así lo ha señalado tras subrayar que el análisis del actual Gobierno sobre el futuro del almacén pasa por que "no es probable que nunca jamás nadie piense que eso vuelva a ser reutilizado", por lo que ahora "lo que corresponde es, sin más demora, iniciar las tareas de desmantelamiento". Para ello se requiere un proyecto de ingeniería que ha reconocido que es "complejo", que corresponde elaborar a Enagás, en tanto que es "a quien la Ley le encomendó custodiar con plena garantía de seguridad las instalaciones".

Ribera ha sido preguntada por el expediente que permitirá iniciar el desmantelamiento del almacén en un acto del PSOE en Mérida, donde ha aclarado que el ministerio está actuando en el mismo "con todas las cautelas, pero también poniendo por delante las condiciones de seguridad". Así, ha recordado que el Gobierno anterior había iniciado un cierre provisional del almacén "a la espera de tomar la decisión definitiva sobre si lo dejaba hibernando por si acaso tenía alguna utilidad en el futuro, o si iniciaba el desmantelamiento". Así, ha apuntado que el análisis del actual Gobierno es que no será reutilizado, por lo que ha iniciado los trámites para su desmantelamiento.

El Consejo de Ministros evaluará y aprobará "en las próximas semanas" la propuesta de sellado y desmantelamiento definitivo del almacén de gas subterráneo Castor, frente a las costas de Vinaroz (Castellón), según ha anunciado la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, en el Senado. Informa Europa Press.

Durante su intervención en la Comisión para la Transición Ecológica del Senado, Ribera ha explicado que ENAGAS, la Dirección General de Política Energética y Minas, la Dirección General de Medio Marino y Evaluación de Impacto Ambiental ha trabajado en un proyecto para facilitar una "rápida propuesta" que será remitida al Ejecutivo en torno a "un mes o mes y medio".

Ribera ha garantizado que "existe un compromiso político claro" del Gobierno de "no reactivar en ningún caso Castor" y de facilitar "la mejor opción posible" para su clausura definitiva.

"Es una decisión de gran envergadura que en todo caso debe garantizar la seguridad de las personas, los bienes y el medio ambiente, así como la sostenibilidad económica y financiera del sistema gasístico", ha manifestado la ministra que opina que a día de hoy "la solución más adecuada" es el sellado "definitivo".

Si bien, ha admitido que "formalmente" no se ha adoptado "ninguna decisión de manera oficial" sobre el futuro del almacenamiento gasístico –que en 2013 durante las pruebas de llenado originó una intensa actividad sísmica en la zona por la que el Gobierno acordó su suspensión e hibernación–. La ministra ha asegurado que el Ejecutivo va a abordar "con las máximas garantías y rigor técnico" la cuestión y ha puesto en marcha "todo lo necesario" para evaluar la situación actual.

En este momento, Castor está en situación de hibernación desde 2016 y "no ha habido manifestación sísmica desde entonces", pero ha añadido que esta es una situación "temporal" que "no puede prolongarse mucho tiempo".

"Debemos adoptar una decisión respecto del futuro de la instalación que, a nuestro juicio, solo puede estar orientada a su clausura", ha insistido, porque nuevas opciones temporales aplazarían el abandono definitivo de los pozos, lo que conllevaría unos costes adicionales que, en su opinión, serían "difícilmente justificables".

Ribera insiste en que la voluntad del Gobierno es "actuar" porque "la única decisión viable" es facilitar su clausura "definitiva" ya que, además, la evolución de la demandada no hace necesario este almacén gasista ni en el corto ni en el medio ni en el largo plazo, cuando "lo razonable es que la demanda de gas vaya reduciéndose".

En este contexto, ha añadido que los estudios necesarios sobre escenarios de riesgo, costes, etcétera, serán realizados mediante una contratación externa cuya licitación "es inminente".

Así, ha dicho que una vez el Consejo de Ministros haya aprobado la propuesta de desmantelamiento, se remitirá al Parlamento para que sea sometida a consideración de las Cámaras y que su voluntad es "acelerar" este proceso.

Finalmente, ha incidido en que de forma "simplista" lo "fundamental" es acometer el sellado definitivo "cuanto antes" con independencia de lo largo que pueda ser el proceso de desmantelamiento de las instalaciones. "El convencimiento de que no debe ponerse en operación es firme. La necesidad de hacerlo (el desmantelamiento) con la máxima seguridad, también", ha concluido.

En todo caso, ha precisado que no se compromete a desmantelar porque el Gobierno no tiene aún preparada "esa última etapa que puede ser complicada".

Un fiasco pagado por los 'paganini' de siempre

Por su parte, el portavoz de Compromís, Jordi Navarrete, ha calificado de "fiasco" el proyecto Castor y ha celebrado el anuncio de Ribera de que "por fin" digan que lo van a desmantelar y ha propuesto revisar la normativa administrativa de evaluación de riesgos e impactos para no seguir "a pies juntillas" los informes realizados por las propias empresas implicadas en los proyectos y, al mismo tiempo, modificar la redacción de los contratos para que "no vuelva a suceder lo que en Castor" y no sean de nuevo "los mismos paganinis" –los ciudadanos– quienes asuman "el fiasco".

En la misma línea, la senadora de PDCAT y la Agrupación Herreña Independiente, María Teresa Rivero Segalás, ha expresado su preocupación por la imputación del gasto a los ciudadanos de este "proyecto fallido" y ha apoyado la iniciativa de estudiar legislativamente una "profilaxis" para evitar un nuevo caso "tan lamentable".

Desde ERC, el senador Miguel José Auba ha solicitado acceder a todos los informes cuanto antes mientras que la senadora de Unidos Podemos, en Comú Podem, En Marea Vicenta Jiménez ha comentado que le entra "cierta tranquilidad" la confirmación de que este "megaproyecto ruinoso" sea desmantelado, pero le preocupa quiénes asumirán los costes.

"Van más de 1.350 millones de euros en indemnización, más de 295 millones en derechos de la concesionaria y 17 millones anuales de desmantelamiento. Estamos ante una estafa ante la ciudadanía", ha denunciado, por lo que insta a que sea la empresa concesionaria la que se haga cargo del desmantelamiento.

Desde el PSOE, el senador Ángel Manuel Mato ha elogiado al Gobierno por asumir "sus responsabilidades" pese a que "muchas veces" se le haya criticado. Por el contrario, la senadora del PP Salomé Pradas ha espetado a Ribera que "no es digna" de ser ministra de Transición Ecológica porque Castor es "una realidad" porque ella firmó la declaración de impacto ambiental del proyecto. "Usted que está en el origen del problema hoy nos viene a decir la solución. Esto es vergonzoso y más aún cuando se está dirimiendo en los tribunales", ha criticado Pradas, que considera que el nombramiento como ministra por parte del presidente, Pedro Sánchez, fue "una burla" y un "insulto" para Castellón.

También ha recordado al expresidente José Luis Rodríguez Zapatero de quien ha criticado el "tanto daño" que hizo también a Castellón con Castor y con las "ruinosas desaladoras", pero de quien ha elogiado que en una visita a la provincia pidió perdón y asumió su responsabilidad.

Tras la réplica, la ministra ha reconocido que la cuestión de la repercusión de los costes es un tema "enormemente embrollado" y que es "complicado" encontrar una solución concreta, pero ha afirmado que el Gobierno está "estudiando" la manera de repercutir lo ya pagado por los ciudadanos.

El Tribunal Supremo ha estimado un recurso contencioso-administrativo presentado por la patronal catalana Cecot, reconociendo así la obligación de la devolución a los consumidores de gas de los más de 17 millones de euros percibidos por Enagás en concepto de operación y mantenimiento del almacenamiento subterráneo de gas de Castor durante 2014 y 2015, informa Europa Press.

En su escrito, el tribunal señala que "la Administración debe obrar en consecuencia para llevar a efecto ese pronunciamiento anulatorio y, en su caso, adoptar las medidas procedentes para proceder al reintegro de las cantidades abonadas al amparo de la orden que se declara nula".

A finales del año pasado, el Tribunal Constitucional ya declaró "nulos e inconstitucionales" algunos artículos del real decreto ley aprobado en 2014 que contemplaba la hibernación del Castor y en el que se reconocía la compensación de 1.350 millones de euros para la empresa promotora Escal UGS.

En concreto, el Supremo se refiere en esta nueva sentencia a los importes percibidos por Enagás por este concepto de operación y mantenimiento en 2014, durante el mes de diciembre, y en el año 2015.

No obstante, el alto tribunal señala que siendo la devolución de las cantidades "una consecuencia natural del fallo, no procede sin embargo que haga un pronunciamiento específico en el sentido que se propugna, que no dejaría de ser hipotético, pues en el curso del proceso no ha quedado debidamente acreditado que efectivamente se hayan realizado pagos ni, por tanto, las fechas y cuantías de los que se hayan podido realizar".

En 2014, el Gobierno aprobó un real decreto ley en el que se establecía la hibernación del Castor y en el que se reconocía esa compensación para la empresa promotora, cuyo importe se decidió repercutir durante 30 años en la tarifa de gas.

La deuda por Castor, que ascendió a 1.350 millones de euros y que se abonó a la empresa promotora Escal UGS, participada por ACS, fue colocada por Enagás en 2015 a Banco Santander, Bankia y Caixabank a un tipo de interés del 4,3% y a devolver en 30 años.

En su sentencia de diciembre de 2017, el Constitucional no entraba en el fondo de la indemnización que recibió Escal UGS por la decisión adoptada sobre Castor, centrándose más en el fondo de cómo se hizo esa indemnización a través de la aprobación de un Real Decreto de urgencia.

A finales del pasado mes de enero, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) paralizó los pagos destinados a materializar el derecho de cobro por la deuda del almacén Castor, que está en manos de Banco Santander, Bankia y Caixabank, según consta en el informe de la liquidación provisional del sector gasista correspondiente al pasado mes de noviembre.

El regulador indicó así que, en aplicación de la sentencia del pasado mes de diciembre del Tribunal Constitucional, los titulares de estos derechos de cobro dejaban "de ser sujetos del sistema de liquidaciones".  

Las transiciones entre la política y la gran empresa del sector energético no se detienen. Tras el fichaje del exministro de Administraciones Públicas en el primer Gobierno de José Luis Rodríguez Zapatero (2004-2008), Jordi Sevilla, como presidente de Red Eléctrica de España (REE), la empresa con participación pública planea nombrar el próximo mes de septiembre como consejera a María Teresa Costa, diputada del PSOE entre 2000 y 2004 y presidenta de la Comisión Nacional de la Energía de 2005 a 2011, el órgano regulador de la energía.

Según adelantó Cinco Días, ese nombramiento se hará efectivo en la reunión que el órgano de gobierno de la compañía celebrará la semana que viene. A preguntas de infoLibre, un portavoz de REE declinó confirmar esta información alegando que ni el calendario ni el orden del día del consejo son públicos. Siempre según el citado diario, Costa sería nombrada consejera en representación de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), el holding público que controla el 20% de REE. 

Está previsto que en esa reunión sean relevados los tres consejeros dominicales actuales (colocados por los grupos de inversores), que son nombrados por la SEPI en el operador del sistema eléctrico y transportista. Entre ellos está otro expolítico, Santiago Lanzuela, expresidente del Gobierno de Aragón (1995-1999) y diputado del PP entre 2000 y 2014, que ha ingresado 561.000 euros por este puesto desde que fue nombrado el 29 de julio de 2014, sólo un día después de causar baja como parlamentario. 

En todo caso, los citados no son los únicos ex cargos políticos que ahora forman parte de los consejos de administración de compañías del sector energético que cotizan en el Ibex 35. Según datos recopilados por este periódico hay otras 12 personas en esta situación, cuyos salarios ascendieron a 6,78 millones de euros sólo en 2017, tal y como recogen los informes de retribuciones presentados a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

De las 14 personas que han buscado hueco en los consejos de grandes compañías energéticas –sin contar a Costa, cuyo nombramiento todavía no se ha producido– nueve estuvieron vinculadas al PP en su paso por la política, tres al PSOE, una a CiU y otra al PNV. Por compañías, la gasística Enagás es la que cuenta con un mayor número de expolíticos sentados en su consejo de administración, son seis en total. Le sigue REE con cuatro expolíticos; Repsol, con dos; y Endesa e Iberdrola, con uno cada uno, respectivamente. En el consejo de administración de Gas Natural Fenosa –ahora Naturgy– no hay ningún ex cargo público. 

Cinco exministros 

De los máximos órganos de gobierno de las principales compañías del sector eléctrico forman parte cinco exministros. El nombramiento más reciente es el de Jordi Sevilla, que fue titular de Administraciones Públicas entre 2004 y 2008, y que cobrará casi 530.000 euros al año como presidente de REE. Además, está por ver si se embolsará también otro medio millón de indemnización cuando cese, tal y como ha recibido su predecesor. Hay otro exsocialista, el que fuera ministro de Industria entre 1986 y 1988, Luis Carlos Croissier, que en 2017 ganó 309.000 euros en Repsol.

Entre conservadores destaca Isabel Tocino, que fue titular de Medio Ambiente durante la primera legislatura de Aznar (1996-2000), y que en 2017 se embolsó 157.000 euros por su pertenencia al consejo de Enagás. También Ángel Acebes, que ocupó la cartera de Interior de 2002 a 2004 y que desde 2012 se sienta en el consejo de Iberdrola, donde ganó 313.000 euros el año pasado; o Ana Palacio, que fue la máxima responsables de Exteriores entre 2002 y 2004 y recibió 166.000 euros de Enagás en 2017.

Entre los expolíticos que ahora se sientan en consejos de grandes empresas del sector de la energía también resulta relevante la presencia de antiguos altos cargos públicos relacionados con la industria o los asuntos económicos. Es el caso, por ejemplo, del que fuera consejero de Industria del País Vasco entre 1993 y 2004, Josu Jon Imaz, que es consejero delegado de Repsol desde abril de 2014, puesto por el que ingresó 4,03 millones de euros el año pasado. Imaz también fue presidente del PNV entre 2004 y 2008. 

Otros excargos

Otros nombres destacados son el de Alberto Carbajo, que fue director general de Minas entre 1992 y 1995, con el PSOE, y que entró en el consejo de REE en 2017. Entre otros cargos ha sido también directivo en la Corporación Unión Fenosa y consejero de la Comisión Nacional de la Energía (1995-2000). El año pasado cobró 129.000 de la compañía semipública. O el de Rosa Rodríguez Díaz, mano derecha del exministro Soria cuando este gobernaba en Canarias, que está en Enagás, donde cobró 144.000 euros el año pasado. Rodríguez Díazfue viceconsejera de Hacienda de ese Ejecutivo regional hasta 2010. 

También del consejo de Enagás forma parte Gonzalo Solana, que fue presidente del Tribunal de Defensa de la Competencia entre 2000 y 2005, a propuesta del PP. Por este puesto cobró 144.000 euros en 2017. Completan la lista de antiguos responsables públicos con asientos en grandes energéticas el ex director general de la Guardia Civil Arsenio Fernández de Mesa, que se incorporó al consejo de REE en 2017, donde cobró 156.000 euros; Marcelino Oreja Arburúa (diputado del Parlamento Europeo por el PP entre 2002 y 2004), ahora en Enagás, donde cobró 818.000 euros; Antonio Hernández Mancha (fundador de Alianza Popular y senador entre 1986 y 1989), que se embolsó 144.000 euros en la misma compañía el año pasado; y Miquel Roca (diputado por CiU en el Congreso entre 1977 y 1995), que percibió 270.000 euros de Endesa. 

La reclamación formulada por las entidades explica que la inconstitucionalidad del real decreto ley, decretada el pasado 22 de diciembre por una sentencia del Tribunal Constitucional, no debe ocasionar "ninguna pérdida" a quien ha financiado a los poderes públicos para facilitar una medida de interés general. En este sentido, exponen que si no reciben la devolución de la financiación, el Estado se beneficiaría de la inconstitucionalidad a costa de las entidades financiadoras.

En la reclamación, Santander, CaixaBank y Bankia ofrecen al Gobierno alcanzar un acuerdo que permita hacer la devolución de una manera flexible, a fin de evitar un grave impacto en las cuentas del Estado o en los consumidores gasistas.

De este modo, las tres entidades han ofrecido que, en lugar de devolver de modo inmediato todo el importe reclamado, el Estado lo devuelva de modo gradual, en los mismos términos y con las mismas condiciones —de tipo de interés y de plazo, fundamentalmente— en que estaba previsto en el Real Decreto Ley 13/2014.

En 2014, el Gobierno aprobó un real decreto ley en el que se establecía la hibernación del almacenamiento subterráneo de gas de Castor y en el que se reconocía esa compensación para la empresa promotora, cuyo importe se decidió repercutir durante 30 años en la tarifa de gas.

En octubre de ese año, Santander, CaixaBank y Bankia desembolsaron los más de 1.350 millones de euros para financiar el cierre del almacén de gas natural Castor, después de que una serie de seísmos despertasen gran alarma social en Castellón y Tarragona.

De estos 1.350 millones de euros de deuda titulizada por Enagás, Santander asumió 700 millones, CaixaBank un total de 450 millones y Bankia los 200 millones restantes. De esta manera, estas tres entidades son los titulares de estos derechos de cobro, que ascienden a unos 80 millones de euros anuales durante ese periodo de 30 años.

Sentencia del Constitucional

Sin embargo, el pasado mes de diciembre, el Tribunal Constitucional declaró "nulos e inconstitucionales" algunos artículos del real decreto ley aprobado en 2014 que contemplaba la hibernación del Castor y en el que se reconocía la compensación de 1.350 millones de euros para la empresa promotora Escal UGS.

En su sentencia, el Constitucional no entraba en el fondo de la indemnización que recibió Escal UGS por la decisión adoptada sobre Castor, centrándose más en el fondo de cómo se hizo esa indemnización a través de la aprobación de un real decreto de urgencia.

El pasado mes de enero, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) decidió, tras la sentencia del Constitucional, paralizar los pagos a la banca por esta deuda, que ascendían a 6,7 millones de euros mensuales y se abonaban como cargo al sistema gasista.

Una "enorme litigiosidad"

A finales del pasado mes de enero, en comparecencia en el Congreso de los Diputados, el ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, vaticinó una "enorme litigiosidad" entre entidades privadas y operadores públicos por la sentencia del Constitucional.

A este respecto, Nadal señaló que el Ministerio trasladó en enero a la CNMC, que es quien posee la competencia en las liquidaciones del sistema gasista, que diera cumplimiento a la sentencia, tal y como hizo en la liquidación correspondiente a noviembre. "Ahora mismo tenemos un efecto de la sentencia que dice que este gasto del Castor no se puede considerar como parte de los costes regulados y pedimos a la CNMC que vaya a aplicar la sentencia", dijo.

El Gobierno aún no la ha estudiado 

El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital no procederá a la valorar la reclamación de responsabilidad contra el Estado presentada por Santander, CaixaBank y Bankia hasta que lleve a cabo su estudio.

Fuentes del gabinete dirigido por Álvaro Nadal señalaron a Europa Press que el Ministerio "aún no ha podido estudiar la reclamación" presentada por las entidades financieras.

Así, indicaron que el Ministerio "no tiene constancia, por tanto, de los argumentos en los que se basaría la reclamación y que hasta que no se estudie no podrá proceder a su valoración".

En Comú Podem ha pedido explicaciones al ministro de Energía, Álvaro Nadal, por la incorporación de su antiguo jefe de gabinete al Consejo de Administración de Enagás, lo que la formación catalana enmarca en la dinámica de las puertas giratorias que llevan de la política y la Administración a las grandes empresas, informa Europa Press.

El portavoz adjunto de la formación catalana, Josep Vendrell, se refiere al caso de Ignacio Grangel, un abogado del Estado que fue jefe de gabinete de Nadal cuando éste ocupaba la Secretaría de Estado de Energía, que después fue fichado por Red Eléctrica (REE) y que acaba de incorporarse a la cúpula de Enagás como consejero independiente.

En un escrito registrado en el Congreso y recogido por Europa Press, el representante de Unidos Podemos recuerda que Grangel va a cubrir la vacante de Luis Valero Artola, que fue secretario general de Industria con el también exministro del ramo, José Manuel Soria, y que en el Consejo de Administración de Enagás coincidirá con históricos del PP como el eurodiputado Marcelino Oreja, las exministras Isabel Tocino y Ana Palacio y el expresidente de Alianza Popular Antonio Hernández Mancha.

Y enmarca estos casos a la "impronta de antiguos diputados o altos cargos políticos que se ha dejado sentir en los Consejos de Administración de las empresas con mayores beneficios de España", fundamentalmente energéticas, como los expresidentes Felipe González en Gas Natural y José María Aznar en Endesa; los exministros Elena Salgado en la filial chilena de Endesa y Ángel Acebes en Iberdrola.

"Hemos tenido en numerosas ocasiones un 'puente aéreo' entre el Ejecutivo y el legislador, y el legislado –explica Vendrell–. A este tipo de conflictos de intereses entre la gestión de la administración pública, orientadora de la planificación de los programas sectoriales, y la participación de referentes políticos con sus evidentes ligámenes en estructuras de intereses de carácter corporativo, se les ha dado en llamar coloquialmente como 'puertas giratorias'".

En ese contexto, el diputado pregunta al Gobierno si cree "deseable" que los máximos representantes de los partidos políticos pasen a ejercer como profesionales en empresas con actividad en sectores estratégicos y, en caso afirmativo y parafraseando al exvicepresidente socialista Pedro Solbes, pide saber si realmente "sería una desgracia que las puertas giratorias no existieran".

Sobre el caso concreto de Enagás, empresa de transporte de gas participada por la SEPI en un 5%, Vendrell quiere conocer si el ministro Nadal se ha reunido últimamente con los exdirigentes del PP que forman parte del Consejo y si llegó a hablar con los ejecutivos de la compañía sobre el fichaje de quien fue su director gabinete. "¿Tenía el Ministro constancia de dicha propuesta?", interroga.

Y dado que, pese a este tipo de fichajes, España es uno de los países de la Unión Europea donde más han subido los precios del gas, el parlamentario de En Comú pregunta si realmente fue un acierto la creación en 1994 de un monopolio privado del gas al vender Enagás a Gas Natural "sin concurso y a puerta cerrada". "¿Considera que el mercado gasista en España funciona correctamente?", concluye.