Las refinerías españolas resisten la crisis de márgenes que ya asfixia al noroeste de Europa. Mientras el crudo de referencia ronda los 130 dólares por barril, las plantas más sencillas del continente pierden hasta 20 dólares por barril procesado. En España, el sector cubre el 80% de la demanda nacional con producción propia. Solo un 20% llega de fuera.
El cierre del Estrecho de Ormuz, tras el conflicto en Irán, ha disparado la factura energética europea. La presidenta de la Comisión, Ursula von der Leyen, cifró hace unos días en más de 27.000 millones de euros el sobrecoste acumulado en apenas dos meses de tensiones. Sin embargo, la arquitectura industrial de la Península ha evitado el colapso. ¿El motivo? Un modelo de refino complejo, flexible y moderno, fruto de inversiones continuadas que hoy blindan la autonomía energética del país.
La paradoja española frente al colapso europeo
Europa ha perdido 35 refinerías desde 2009, una erosión del 20% de su capacidad. Esa sangría deja al continente como importador neto de queroseno y gasóleo justo cuando las rutas marítimas se interrumpen. España, en cambio, ha mantenido sus nueve instalaciones activas con ciclos inversores constantes. Las refinerías nacionales procesan más de 100 tipos de crudo distintos, un abanico geográfico que minimiza la dependencia de cualquier región.
La gráfica de la firma Kpler es elocuente: en el mercado de referencia del Noroeste de Europa (NWE), el margen de las refinerías simples (línea amarilla) se hunde hasta 20 dólares negativos por barril. Solo las plantas complejas (línea verde) siguen en números negros. Y España está llena de estas últimas. Las instalaciones de Repsol, BP y Moeve cuentan con unidades de conversión profunda, hidrocrackers y coquizadoras que permiten transformar fracciones pesadas en destilados ligeros, como el queroseno, incluso con crudo de baja calidad. “La clave es la flexibilidad”, resumen fuentes del sector.
Esa ventaja técnica se traduce en una resistencia operativa que el resto de Europa envidia. Mientras las reservas de combustibles en el eje Ámsterdam-Rotterdam-Amberes han caído a 597.000 toneladas (mínimo desde abril de 2020), en España la producción nacional cubre la demanda sin sobresaltos. Aerolíneas como Lufthansa o KLM cancelan vuelos por falta de queroseno; aquí, el suministro está garantizado. El dato es demoledor.
Repsol, BP y Moeve: tres estrategias, una misma fortaleza
Repsol (portal corporativo) ha incrementado un 25% su producción histórica de queroseno. Alcanza ya los 465 millones de litros mensuales desde mayo, gracias a una logística afinada y a la interconexión de sus cinco complejos: Cartagena, Tarragona, A Coruña, Puertollano y Muskiz. Operan como una sola unidad las 24 horas y su suministro de crudo está diversificado: un 60% llega de América, un 30% de África y apenas un 6-7% de Oriente Medio. “El impacto del cierre de Ormuz ha sido mínimo”, confirman desde la compañía. La capacidad de absorber crudos de todo tipo es la gran baza.
En BP Castellón, la refinería se ha convertido en un activo estratégico global. Más de 1.000 millones de euros invertidos en la última década han elevado su fiabilidad hasta límites de referencia europea. Fue la única planta española que siguió operando durante el apagón del año pasado, un estrés test que superó sin incidentes. Con una capacidad de producción que supera los 650.000 litros de combustible por hora, la instalación ha reducido drásticamente la dependencia de rutas que atraviesan Ormuz. Además, BP avanza en su transformación hacia un hub de energía integrada, con proyectos de combustibles sostenibles de aviación (SAF). Castellón es, en palabras de la propia empresa, “un claro ejemplo de cómo maximizar el valor de una infraestructura de refino a través de la inversión y la flexibilidad operativa”.
Moeve (antes Cepsa) ha ejecutado 2.085 millones de euros en sus parques de San Roque (Cádiz) y La Rábida (Huelva) en los últimos cinco años. La apuesta es rotunda: reforzar la independencia energética europea. Sus unidades de hidrocracker permiten redirigir una mayor parte de la producción hacia el queroseno sin necesidad de procesar más crudo, una ventaja competitiva cuando el barril está por las nubes. “Se está maximizando la fabricación de queroseno a partir de las mismas cargas”, explican fuentes de la compañía. Y la visión va más allá: Moeve lidera el Valle Andaluz del Hidrógeno Verde con el proyecto Onuba, 1.000 millones de euros y 45.000 toneladas anuales de hidrógeno verde. Además, su planta de biocombustibles 2G en Huelva, con capacidad para 500.000 toneladas anuales de diésel renovable y SAF, ya ha superado la fase de construcción. Una baza de futuro que, de momento, no distrae de la urgencia presente.
Análisis: ¿la última trinchera del refino clásico o el embrión de un nuevo modelo?
La resiliencia del refino español es innegable. Pero conviene no confundir coyuntura con modelo de negocio eterno. La crisis actual ha empujado a los grandes complejos europeos a operar en “max jet mode”, exprimiendo al máximo la producción de queroseno para evitar el desabastecimiento aéreo. Es una respuesta de emergencia, no una estrategia a largo plazo. Las refinerías complejas españolas sortean el colapso porque su configuración técnica les permite convertir residuos pesados en productos de alto valor. Sin embargo, la rentabilidad de esas plantas no es infinita: dependen de diferenciales de crudo que, si el conflicto se enquista, podrían estrecharse.
El riesgo no está en España, sino en la periferia europea. Países exportadores netos de gasolina, como Países Bajos, Italia o Grecia, sufren un desequilibrio estructural: producen un excedente de gasolina que no pueden colocar y un déficit de gasóleo que no pueden cubrir. Las refinerías españolas, con mayor capacidad de conversión, no padecen ese desajuste. De ahí que el verdadero peligro sea un efecto contagio si los márgenes negativos persisten y obligan a cierres en el norte. Una Europa con menos refino complejo es una Europa más dependiente de importaciones de diésel y queroseno, justo lo que ya ocurre con el gas tras el corte del suministro ruso.
No obstante, hay un matiz relevante. Las tres grandes energéticas que operan en España han incorporado a su discurso la transición energética. Repsol habla de biocombustibles y economía circular, BP de Castellón como hub integrado y Moeve de hidrógeno verde y SAF. La pregunta no es si el refino español sobrevivirá a 2026, sino si sabrá transformarse cuando el petróleo deje de ser el centro del sistema. La inversión en activos de conversión profunda tiene sentido hoy, pero cada euro destinado a perpetuarlos puede ser un euro no invertido en las moléculas verdes que la Comisión exige para 2030. El equilibrio es delicado.
La gran baza española es haber entendido que la seguridad de suministro no se construye solo con renovables, sino con infraestructuras capaces de responder a disrupciones geopolíticas. El refino complejo actúa como un colchón que permite capear crisis mientras se despliegan alternativas. Ahora bien, si el colchón se convierte en el sofá principal, el riesgo de quedar atrapado en una industria en declive es real. Las cifras de Kpler muestran que hoy solo las plantas complejas son rentables; mañana, quién sabe. Dejémoslo en un ‘ya veremos’.
