España, un paraíso de energía ‘low cost’: por qué el mayor reclamo inversor del Gobierno no convence a la gran industria

Electricidad renovable a precios inigualables es el mayor eslogan de Moncloa para impulsar la reindustrialización, pero la letra pequeña de la factura de la luz y el ‘dopping’ de tarifas en otros países europeos debilitan este relato Leer Electricidad renovable a precios inigualables es el mayor eslogan de Moncloa para impulsar la reindustrialización, pero la letra pequeña de la factura de la luz y el ‘dopping’ de tarifas en otros países europeos debilitan este relato Leer  

En marzo de 2022, de 2022, el canciller alemán, Olaf Scholz, admitió ante sus compatriotas que la locomotora de Europa no podía romper sus vínculos con la Rusia de Vladimir Putin«de la noche a la mañana» porque Berlín no tenía otra forma de garantizar la seguridad energética nacional. El episodio evidenció que el país había cimentado su modelo económico sobre tierras movedizas y, en adelante, para el conjunto de Occidente quedó consagrado el matrimonio forzoso entre industria y energía. Ahora, Moncloa quiere aprovechar esa correlación para posicionar nuestro país como el nuevo polo industrial europeo. España, un paraíso de energía low cost es el reclamo que ya ha calado en varios ministerios. Aunque su base es cierta, el eslogan tiene carencias que, como en el milagro alemán, se esconden en la letra pequeña de la factura de la luz.

Solo la asociación directa (e incompleta) entre renovables e industria puede explicar que, hace justo una semana, Pedro Sánchez ungiese a Extremadura como la futura «locomotora industrial de toda España», un papel que por números les corresponde a las CCAA del norte (Navarra, País Vasco y La Rioja). O que la ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, asegurase que España cuenta con los precios de la energía más bajos de entre las grandes economías de los Veintisiete en el último Spain Investors Day, el foro financiero que esa semana congregó a los grandes inversores internacionales en Madrid. Aagesen llegó a pronosticar que en el futuro esa diferencia de precios será aún más pronunciada, del 30%, en un «momento histórico de reindustrialización».

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En los últimos días, el ministro de Transportes, Óscar Puente, y el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, también han promocionado España como destino industrial low cost sobre la base de que aquí «los costes de la electricidad son más baratos que en muchos otros países de la UE, una ventaja competitiva que atrae cada vez más a las empresas». Ambos han difundido en sus redes sociales esta afirmación extraída de un reciente artículo del Financial Times que destacaba el desempeño de la economía española. El problema es que se trata de una observación en bruto de lo que ocurre en el mercado eléctrico diario o pool que, como argumento político, presenta varias brechas.

España sí es el país de las grandes economías europeas con un mercado diario de electricidad más competitivo, pero no es el lugar donde la industria paga menos por la energía. Desde el shock energético de 2022, el precio medio del mercado nacional ha sido sistemáticamente menor al de Italia, Alemania y Francia. Solo en 2024, el valor promedio del mercado galo (57,7 euros/MWh) fue ligeramente inferior al español (63 euros/MWh). Previsiblemente, España volverá a cerrar 2025 como el país con un promedio diario más barato, de acuerdo con la evolución del pool hasta el pasado 20 de enero y lo que marcan los futuros hasta final del presente ejercicio. El problema es que esta ventaja se pierde en algún momento entre el pool y la factura final.

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«El consumidor industrial, como cualquier otro, no paga únicamente el precio del mercado mayorista, sino muchas otras cosas. Por eso, esa ventaja inicial de precios, que frente a Alemania ya puede llegar al 30%, se acaba diluyendo. En muchos casos, al compararnos con industrias europeas, acabamos en clara desventaja», asegura Pedro González, director general de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (Aege). Sus asociados son compañías electrointensivas en las que las facturas de la luz pueden alcanzar en torno al 50% de los costes productivos, de hecho, acaparan el 7% de la demanda eléctrica anual de todo el país.

El primero de los lastres a los que apunta González es el de los servicios de ajuste, un mecanismo que Red Eléctrica, en su condición de operador del sistema, aplica para mantener el equilibrio entre oferta y demanda. Es decir, para obligar a los generadores, normalmente a las centrales de gas, a frenar o aumentar su producción en función de si sobra o falta energía en el sistema, a cambio de una compensación económica que se carga al recibo de todos los consumidores.

No se puede controlar que el viento sople más cuando una final de Eurocopa pone a más de 13 millones de televisores a consumir al mismo tiempo de la red eléctrica, ni que el sol brille con más fuerza los días en los que algún reactor nuclear se detiene por labores de mantenimiento. La intermitencia de las renovables ha hecho que estos ajustes forzosos sean cada vez más frecuentes, a medida que el mix energético nacional se va pintando de verde y esto, a su vez, ha disparado el peso de esta partida en el recibo. «Los servicios de ajuste en este país se han triplicado desde 2019. Han pasado de suponer cuatro euros por megavatio hora a doce. Los industriales españoles los pagan íntegramente, mientras que franceses o alemanes están exentos», lamenta.

Bajo el paraguas de Aege se encuentran gigantes de la talla de Acerinox, ArcelorMittal, Sidenor o Celsa. Su facturación conjunta ronda los 20.000 millones de euros y su impacto, los 60.000 empleos directos. La factura de la luz fue el principal dolor de cabeza para todos ellos durante la crisis energética. Tres años después, la inmensa mayoría vive todavía pendiente de un pool que sigue marcando el compás al que funciona su maquinaria pesada.

«En 2021 empezamos a modular nuestra producción en función del precio de la energía… y hasta ahora», asume el presidente de Asturiana de Zinc, Carlos Navalpotro. «Como el precio del mercado se conoce a mediodía de la jornada anterior, nosotros ya establecemos a qué horas tenemos que bajar un poco nuestra producción. Al final, se trata de ser más competitivos y de no estar operando a pérdidas». Calcula que el año pasado dejaron de producir hasta 10.000 toneladas de zinc, pues «fueron más de 300 horas las que tuvimos que bajar».

Asturiana de Zinc pertenece a Glencore, uno de los mayores grupos de producción y distribución de materias primas del mundo. En Europa, sus fábricas operan en España, Alemania y, hasta la crisis energética, también lo hacían en Italia. ¿La factura eléctrica está hoy realmente tan presente en la toma de decisiones de la industria? «Es totalmente cierto. En nuestra empresa, la fábrica de Alemania cerró en 2022 durante 15 meses. En la planta italiana la decisión ha sido de un cierre permanente… Actualmente, evaluamos el precio de la energía al cual nos es competitivo seguir produciendo. Al final, hacemos planes a 20 años y la energía supone alrededor del 50% de nuestros costes, por eso es el factor que nos indica si a largo plazo una operación es sostenible o no».

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Costes añadidos a la factura eléctrica

La experiencia de Navalpotro también evidencia que, en España, la ventaja de unos precios más bajos que los del entorno se pierde antes de llegar a la industria. «Si miras el mercado diario, muchas veces estamos por debajo, pero con los costes adicionales, los servicios de ajuste, las compensaciones de CO2… todo eso hace que la gran industria española pierda competitividad en Europa», lamenta.

Otro de los contras que penalizan a España como destino industrial son las compensaciones por CO2. Se trata de una suerte de deducciones en la factura eléctrica de los consumidores industriales que la Comisión Europea permite por entender que, debido a sus ambiciosas políticas climáticas, están pagando más que sus competidores extracomunitarios por la energía que consumen. Cada Estado miembro decide qué porcentaje de compensación aplica a sus empresas dentro de unos máximos fijados por Bruselas. En España, estas compensaciones han pasado de situarse en seis millones de euros en 2018, a alcanzar los 300 millones en 2024. Pese a esta evolución, la partida nunca ha alcanzado el techo fijado por Bruselas y ha estado sistemáticamente por debajo de otras grandes economías europeas, como Alemania o Francia, que sí han apurado al máximo este mecanismo en aras de aliviar el impacto de las políticas medioambientales en la competitividad de su tejido industrial.

El ministro de Industria, Jordi Hereu, anunció en diciembre compensaciones a los electrointensivos para 2025 por valor de 600 millones de euros, el doble del año previo, cuando la partida fue un 56% inferior al máximo fijado por la UE para nuestro país. Si bien, desde el sector calculan que el monto total debería ascender a 850 millones de euros. «La limitación presupuestaria no es un problema en este caso, pues el dinero de las compensaciones ya lo hemos pagado. El Gobierno recaudó 2.600 millones de euros el año pasado por subastar esos derechos de CO2, lo que decimos es, simplemente, que se nos devuelva la parte correspondiente, alrededor de 850 millones», argumenta el director general de Aege. La última foto de la asociación, del 20 de enero, apunta a unos precios eléctricos finales para la industria electrointensiva española de 66,84 euros/MWh, frente a los 28,77 de Francia y los 51,7 de Alemania.

Es cierto que en la carrera por la inversión industrial, España parte con una gran ventaja. La apuesta renovable de la Administración Zapatero empieza a dar sus frutos, después de años en los que las primas a las energías limpias inflaron la factura de los consumidores. «Estamos en un nuevo escenario que ha cambiado mucho el mapa geopolítico y comercial de costes energéticos. Ciertas renovables ya son más asequibles que los combustibles fósiles y eso hace que un país con muchas energías limpias pueda ser más competitivo que otro dependiente de lo fósil», ratifica Ignacio Urbasos, investigador del área de Energía y Clima del Real Instituto Elcano. Hasta hace poco, eso no era posible. «Cuando España estaba apostando por las renovables hace 20 años necesitaba grandes subvenciones, pero ahora han experimentado una curva de aprendizaje muy pronunciada y una fuerte reducción de costes. Estamos en un punto de paridad y se proyecta que en el futuro serán aún más competitivas que lo fósil», asevera Urbasos.

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Si los electrointensivos aguantaron mejor en España la crisis de Ucrania que en otros de los 27 fue por su mayor independencia del suministro ruso. Así lo avaló el Banco de España en un análisis de 2023, donde reconoció que incluso estos sectores habían tenido un comportamiento «menos desfavorable» en España que en el conjunto del eurozona, sobre todo, que en Alemania. Después de aquel shock se desencadenó en la industria pesada una obsesión por la autonomía energética. Con el 56% de generación eléctrica autóctona y verde, la autosuficiencia es una baza que Moncloa sí puede publicitar.

«El autoconsumo industrial es uno de los grandes temas porque es un seguro frente a la volatilidad de precios que, a veces, es más importante que tener unos precios muy bajos», completa Urbasos. Señala que el futuro se dibuja una mayor fluctuación que las industrias tendrán que mitigar. Primero, por un mix con más renovables. Segundo, por la sustitución en la UE de importaciones de combustible por gasoducto, con precios generalmente estables, por entradas de gas por barco (GNL), con costes más cambiantes.

«Está bien hablar de las renovables y la energía barata como impulsores de la reindustrialización, pero si dices que invertir en renovables supone industrializar y luego no ocurre, puede haber un problema de aceptación social de la transición. Los precios bajos de la energía siempre han sido un catalizador para la industria pero no son suficiente. Japón es el país con una de las energías más caras del mundo y tiene una de las mejores industrias y más competitivas», reflexiona Urbasos. Como punto final, insta al «realismo».

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