AEGE representa a 28 compañías industriales de cuatro segmentos (gases industriales, metalurgia no férrica, química y siderurgia), cuya característica principal es el elevado porcentaje que el coste del suministro energético supone en sus respectivos procesos productivos.
El Foro de AEGE sirvió de plataforma para mostrar las reflexiones (y preocupaciones) de los actores implicados -operadores energéticos, entidades de la administración, empresas consumidoras- sobre la situación de la industria electrointensiva española y hacer patentes los retos y las oportunidades que enfrentan y surgen en el camino hacia la sostenibilidad industrial, un camino entendido por estas empresas como una necesaria contribución a la economía, pero que no es posible sin unos precios eléctricos “justos y competitivos” que sirvan de apoyo. Esta competitividad es una condición inexcusable en el avance en la transición hacia la descarbonización promovida desde Bruselas.
La industria electrointensiva se caracteriza por su elevada dependencia de la factura eléctrica para competir en los mercados internacionales. La situación de crisis energética ha impactado en la actividad industrial en general pero mayormente en las empresas siderúrgicas o las que necesitan procesos térmicos a muy altas temperaturas. Concretamente en AEGE, según desveló su presidente, José Antonio Jainaga, la actividad en 2022 “se ha reducido en una de cada cuatro unidades de producción industrial”. “Esa caída productiva es un reflejo de la pérdida de posiciones en los mercados en los que competimos”, admitió. El origen se debe a una menor actividad económica, pero también en la falta de competitividad de los productos nacionales, estimó, por el alto coste de los precios de la energía.
“El balance de 2023 no invita al optimismo. Vemos poca capacidad para recuperar los mercados perdidos. A todo esto hay que añadir un nuevo conflicto bélico, con impacto en los precios energéticos, que augura un 2024 plagado, nuevamente, de incertidumbres”, señaló el presidente de AEGE, José Antonio Jainaga, afirmó en su discurso de apertura. Jainaga es el presidente de la siderúrgica Sidenor.
Desde AEGE están convencidos en el papel de la actividad industrial como motor del crecimiento económico y de generación de empleo estable y sostenible. Y no dudan en el rol de las industrias electrointensivas en la transición hacia una economía descarbonizada pues se consideran clave para facilitar la integración progresiva de energías renovables en el sistema eléctrico. Recordó que, sin demanda eléctrica industrial, no se puede aspirar a alcanzar el volumen de renovables que se plantea en Europa en el horizonte de 2030. “También somos claves para avanzar en la electrificación, tanto directa como indirecta”, añadió. El consumidor industrial es el facilitador del cambio en los vectores energéticos, posibilitando un avance que permita a España liderar la transición, dijo. Y también son muy importantes en eficiencia energética, aprovechando el calor o el uso de nuevas tecnologías basadas en la digitalización.
AEGE quiere superar la incertidumbre del corto plazo, aprovechando las oportunidades que se ofrecen. “Este es el momento de la industria”, subrayó a la audiencia que llenaba el Auditorio El Beatriz en Madrid.
A la hora de presentar a las mesas redondas y los potentes, Jainaga enfatizó que la inversión nacional y extranjera necesita “superar las barreras existentes a la hora de acceder a un precio competitivo de energía eléctrica a largo plazo, así como de acceder a la red para asegurar el suministro”. España, dadas sus características geográficas, debería convertirse en un polo de inversiones que fomenten la reindustrialización, pero “el acceso a una energía competitiva debe acompañarse de un diseño de política industrial inteligente, promoviendo un tejido innovador que favorezca la aceleración de soluciones tecnológicas”, consideró.
El diseño del mercado eléctrico y sus implicaciones para la industria electrointensiva también ocupó parte de los debates del Foro AEGE. Este mercado se encuentra en plena evolución. Los cambios impuestos en la nueva regulación y el diseño del mercado, actualmente en proceso de negociación, anticipan la importancia que tiene la demanda para integrar la energía renovable. En su opinión, “aspectos como la contratación a plazo son esenciales para escapar a la volatilidad del precio del gas natural”. Y para él también lo es la flexibilidad haciendo que el consumidor industrial sea una pieza fundamental en la descarbonización del sistema eléctrico. En este sentido, Jainaga reclamó un marco donde puedan invertir a partir de señales de precios estables y competitivas en el mercado eléctrico.
Por desgracia, añadió, los datos del último barómetro mensual de AEGE muestran una comparativa de los precios eléctricos finales de los consumidores nacionales frente a los del entorno internacional, donde se diluye la ventaja competitiva de la factura eléctrica. Jainaga aludió a que la razón radica en la intensidad de las políticas industriales aplicadas en los países vecinos, la consideración que tienen los consumidores electrointensivos o la intensidad en las ayudas que reciben. “No operamos en igualdad de condiciones”, denunció. Un consumidor industrial español paga el doble que uno en Francia y casi un 40% más que un consumidor industrial alemán, aclaró.
“No se trata solo de la promoción de los PPA o de los servicios como la respuesta activa de la demanda, también está en juego la reducción de los peajes a los electrointensivos, la fiscalidad en el sector eléctrico o las ayudas por los costes indirectos del CO2”, enumeró. “Esperamos que el nuevo Gobierno sea sensible a estas peticiones”, dijo.
El Foro AEGE comenzó con una primera mesa de debate, titulada Invest in Spain: electrificación industrial, centrada en la electrificación en la industria como oportunidad para reducir las emisiones en el sector y avanzar hacia la descarbonización.
Moderados por el subdirector del diario El Economista, Rubén Esteller, intervinieron Álvaro Arana, director de Desarrollo de Negocio de la empresa francesa especializada en la producción de hidrógeno verde Lhyfe España; Marta Bango, directora de Compras de la compañía Verallia, fabricante de vidrio hueco que cuenta con seis centros productivos y nueve hornos en España; y Manuel Giménez, director ejecutivo de Spain DC, la asociación española de data centers.
Verallia, líder europeo, produce 17.000 millones de envases de vidrio al año, y trabaja con el objetivo de neutralidad en diferentes ejes. Uno de ellos es la economía circular -el vidrio es el producto estrella de la circularidad, puede ser reciclado hasta el infinito-; de hecho, dijo Bango, con una tonelada de vidrio reciclado reducen un 30% de energía y una 1,2 tonelada de materias primas que en muchos casos son carbonatadas.
También trabajan en la sustitución de materias primas carbonatadas por otras que no lo sean; aligeramiento de envases; eficiencia energética… “Pero aun así nuestro proceso es gasintensivo”, admitió Bango. Los hornos tradicionales operan con un 80% de gas y un 20% de electricidad. Necesitan, por tanto, reducir el porcentaje de gas e ir hacia una tecnología de electrificación en unos hornos que necesitan 1.500 grados para fundir la materia prima. “En ello estamos trabajando. Ya tenemos nuestro primer horno piloto en desarrollo y lo haremos aquí en España. Un sistema híbrido, de 80% electricidad y 20% gas, se va a realizar en Zaragoza. Es un proyecto de inversión declarado de interés estratégico por el gobierno de Aragón. Arrancará a principios de 2025 y se ampliará a todos los hornos de la compañía a nivel mundial”, dijo Bango.
Lhyfe piensa terminar este año 2023 con tres plantas de generación de hidrógeno verde operativas y otras seis en construcción. Invierten en España porque quieren ser un player a nivel europeo y global del hidrógeno como vector energético y no deseaban perder la oportunidad. “En cuanto a hidrógeno en España hay mucha capacidad ingeniera y tecnológica lo que hace que se beneficie toda la cadena de valor”, explicó Álvaro Arana. También se refirió a la opción de que España se convierta en un exportador neto de hidrógeno a nivel europeo, pero “también hay una demanda local interesante” que no se puede dejar de lado.
Manuel Giménez representaba al 95% de los centros de datos instalados en nuestro país, que también son electrointensivos. “La industria está experimentando una revolución, la revolución de los datos, lo que provoca de un mes a otro el sector sea nuevo. Hace ocho meses las necesidades eran infinitamente menores porque no había entrado en juego la Inteligencia Artificial, que ha revolucionado los procesos industriales que se computan y se generan en un data center”, reveló.
España, hasta 2020, tenía apenas 73 MW de potencia instalados en centros de datos; en 2021, 103 MW; en 2022, 147 MW; y ahora en desarrollo, más de 300 MW… Donde antes estaba solo Madrid, ahora se contempla Aragón, Castilla La Mancha, Andalucía, País Vasco porque se lanzan a proyectos de especial interés. “Estamos creciendo en ordenes de magnitud impensables”, afirmó el director ejecutivo de Spain DC, quien cuantificó la inversión directa en data centers en España en 10.000 millones de euros hasta 2026. “Cada euro invertido en un data center en España tiene un efecto arrastre en el PIB de 7,1 euros adicionales”, aseveró. Nunca había ocurrido que en un mismo país [España] y en un mismo momento todos los hiperescalares (AWS, Microsoft, Oracle, Google) estuvieran desplegando su región cloud. ¿Por qué? Por la ubicación geográfica, que por primera vez beneficia y no perjudica en una revolución industrial, una situación crítica para la conectividad con Latinoamérica y con África; por la disponibilidad de suelo; por la oportunidad de las energías renovables; por el “cierto colapso” de los mercados competidores: los FLAP (Fráncfort, Londres, Ámsterdam y París). “España puede estar, por primera vez, en el vagón de cabeza de una gran revolución industrial”.
La gran duda que planteó la delegada de Verallia es si tendrán la capacidad eléctrica que necesitarán sus hornos híbridos, porque la nueva tecnología implica multiplicar la potencia por cinco a unas máquinas que están 10 años funcionando las 24 horas del día. “¿Tendremos suficiente potencia en ese momento y en ese lugar?” Dependiendo de la región, han recibido respuestas positivas, pero también negativas. Esta industria vidriera necesita una carga base muy concreta, es decir, un nivel mínimo de demanda. “Queremos que nos acompañe la descarbonización”, puntualizó.
Las barreras que se encuentran en Lhyfe suelen hallarse en la dificultad para encontrar precios eléctricos competitivos. Es un buen cliente potencial de contratos PPA (a plazo), dado su modelo de negocio (hidrógeno verde) y el gran volumen de energía que precisan sus desarrollos industriales basados en electrolizadores.
Para Spain DC, las principales dificultades se asientan en las infraestructuras de transporte de electricidad, en los permisos locales para conectarse a una subestación, en los largos plazos de espera de los distribuidores.
¿Y las soluciones? En materia de renovables, “necesitamos diversificación”, apuntó la directora de Compras de Verallia para que “todos los que tenemos un consumo plano podamos conseguir los objetivos” de 2050 (que en China están fijadas en 2060). “Nosotros estamos dispuestos a invertir en cambios de tecnología, pero tenemos que seguir siendo competitivos”, advirtió. “Somos parte de la cadena de valor de la industria agroalimentaria española, somos su envase y esa industria también tiene que ser competitiva”, argumentó Marta Bango, recordando que España exporta el 40% de los vinos embotellados. “La industria tiene que tener apoyo”, resumió.
Álvaro Arana, de Lhyfe, dijo que, para que descarbonizar la industria, existen dos opciones: encarecer el precio de los combustibles fósiles aplicándoles tasas de emisión de CO2 o abaratar el hidrógeno renovable. “Existen ayudas. Ahora, el Banco Europeo del Hidrógeno pretende cubrir esa diferencia de precios entre los que ofrecen los productores y los que los consumidores están dispuestos a comprar. Una tercera variable, aunque no sea económicamente viable, es que algunos clientes están dispuestos a apostar parte de sus procesos a esta tecnología y deberían ser ayudados con ventajas fiscales…”
Por su parte, el representante de los data centers enumeró las soluciones, desde la más posible a la más deseable. La primera es que la administración, los operadores, las distribuidoras y los ayuntamientos cumplan sus compromisos de inversión, porque no es el momento de retrasos y opacidad. La segunda es que “todo sea predecible” en cuanto a compromisos legalmente vinculantes de los operadores y las distribuidoras para entregar más potencia. Otro elemento por erradicar es “el control de la especulación”.
Tras esta mesa, ocupó la tribuna Nemesio Fernández-Cuesta Luca de Tena, co-chair del grupo de Transición Energética en la firma de servicios financieros Alantra, quien expuso su particular visión sobre el momento actual de los mercados energéticos.
Su ponencia fue extremadamente interesante. En primer lugar, mostró un recorrido sobre los precios del petróleo y el gas, los precios posibles de la electricidad, y las ventajas competitivas de España. La primera valoración que ofreció el conferenciante es que el alto precio del crudo va a impedir a los bancos centrales hacer una política monetaria laxa por lo que los tipos de interés continuarán siendo altos, lo que a su vez provocará que las inversiones, y las de transición energética son inmensas, vayan a verse dificultadas.
Fernández-Cuesta, que fue secretario de Estado de Energía en el gobierno de José María Aznar, se detuvo en la correlación entre el precio del gas y el de la electricidad. “El precio de la electricidad se obtiene de multiplicar por dos el precio en euros/MW del gas y se suma un 20-30% en función de los precios de los derechos de emisión CO2”, analizó. Esa correlación se va a mantener, auguró, “hasta que las renovables alcancen un volumen tal que la producción de electricidad basada en el gas empiece a desaparecer”.
“España tiene una potencial ventaja competitiva”, admitió. “Somos capaces de generar energía eléctrica barata, tenemos una irradiación solar y unas condiciones de viento superiores. Para materializar esa ventaja en precios de la electricidad a consumidores, sean particulares o industriales, es necesario, opinó, que el Estado asuma los 7.000 millones de euros derivados de medidas de política energética del pasado y, por otro lado, que “se invierta de forma masiva en redes de distribución y de transporte” y cambiar el sistema de retribución de las inversiones en ellas. “Sería fundamental que se cumplieran esas dos condiciones”.
El precio del gas ha caído, y eso es preocupante, dijo Fernández-Cuesta, por la reducción del consumo industrial. Viene bajando desde el segundo trimestre de 2021; sólo en el primer trimestre de 2023 parece que se vuelve a recuperar y siempre que sea en sectores no vinculados con la construcción: ni cemento, ni acero, ni minería no metálica… Otra circunstancia del precio gasístico es su volatilidad. Eso significa que tendremos un precio de la electricidad más caro y volátil. La alternativa: invertir en renovables. Alantra, explicó, propone que las industrias tengan sus propias estaciones fotovoltaicas para suministrarse energía a largo plazo y a un precio más barato.
Fernández-Cuesta apostó que Asia, pero sobre todo China, serán el vector fundamental que determine el precio del gas, en detrimento de Rusia e Irán pese a sus grandes reservas. También pronosticó, basándose en proyecciones de especialistas, que es posible que a partir de 2030 falte gas y gas natural licuado (GNL). “Podemos tener problemas de escasez relativa” a partir de esa fecha, insistió.
A continuación, Cristina Rivero, directora de Industria, Energía, Medio Ambiente y Clima en CEOE, moderó el debate de la segunda mesa, titulada “Reindustrialización: cómo fijar las bases hacia la sostenibilidad industrial”, donde intervinieron Alberto Calero, responsable en España de Machine Ventures, un fondo de inversión involucrado en la transformación industrial; María Fernández, consultora principal de la consultora estratégica Etalia; y Pedro Linares, investigador del Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) de la Universidad Pontificia de Comillas.
Rivero insistió en que la energía debe ser competitiva pero también en innovación industrial porque la Agencia Internacional de la Energía asegura que el 50% de las tecnologías necesarias para un mundo descarbonizado en 2050 todavía no ha llegado.
Linares enfatizó que la descarbonización está detrás de todo, moviendo los procesos de cambio. La clave de la reindustrialización es la competitividad, aseguró. Y para ello hay que diseñar los marcos institucionales y los contextos. “En innovación hay mucho que hacer porque el marco que tenemos no prima la competitividad y la disrupción”, señaló. La descarbonización exige inversiones muy grandes y eso implica certidumbre, estabilidad y algo de apoyo. “Eso falta”. Asimismo, advirtió que los “instrumentos puestos en marcha por la Unión Europea no terminan de proteger a la industria europea en los mercados internacionales. Hay que proteger a los exportadores”.
El investigador de la Universidad Pontificia de Comillas enfatizó, en otro momento de su intervención, que la descarbonización se focaliza demasiado en determinadas industriales, pero también necesitaremos “acero y cemento descarbonizados”.
Linares explicó que uno de los problemas que tiene el mercado eléctrico, en plena reforma, es que no hay señales de largo plazo en el horizonte para comprar energía. Otro es asegurar que la demanda entre con fuerza en los mercados a corto. Y un tercer elemento apunta a cómo se incentiva el almacenamiento eléctrico que hará falta para tener un sistema basado en renovables. “No es una cuestión tecnológica” sino de incluir el almacenamiento en el mercado. “Los instrumentos están ahí, pero hay que atreverse a implantarlos”.
Calero, de Machine Ventures, destacó la iniciativa del usuario final, la involucración del cliente privado como un elemento importante y tractor en el proceso innovador. También se detuvo en el entorno legislativo y en la capacidad de inversión, puntualizando que Europa, pese a la inyección de los Fondos Next Generation, “está retrasada” en comparación con sus grandes competidores mundiales: Estados Unidos y China. No obstante, indicó que el Viejo Continente tiene una oportunidad de competir y ganar.
EEUU, de la mano de la Ley de Reducción de la Inflación de 2022 (IRA), se ha convertido en un player relevante de la reindustrialización y en este contexto parece que la Unión Europea, en este aspecto, se va a quedar un poco atrás, adelantó María Fernández, de Etalia, a la audiencia del Foro AEGE.
“La entrada con fuerza de Estados Unidos en la reindustrialización verde obligará a la Unión Europea a ser más ambiciosa, ejecutiva y práctica en su estrategia industrial si quiere ganar el liderazgo sobre las nuevas tecnologías, evitar la deslocalización y reducir la dependencia de las cadenas de suministro”, manifestó Fernández, quien reclamó más flexibilidad y rapidez en la toma de decisiones y no solo en la línea de los trílogos, es decir, los grupos informales que se crean para cada una de las propuestas legislativas y que están integrados por tres miembros: uno de la Comisión, otro del Parlamento y un tercero de la presidencia del Consejo.
“Dejemos de mirarnos tanto el ombligo cada Estado miembro y trabajemos de verdad en crear una verdadera industria europea competitiva”, reclamó la consultora de Etalia.
La tercera y última mesa del Foro debatió “las implicaciones para la industria electrointensiva del nuevo mercado energético”, contando con la presencia de Pedro Basagoiti, director de Tecnología, Innovación y Nuevos Desarrollos del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE); Tomás Domínguez, director de Operación de Red Eléctrica de España (REE); José María González Moya, director general de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA); y Juan Temboury, director general de la comercializadora eléctrica Fortia Energía, moderados todos ellos por Fernando Soto, ex director general de AEGE.
Fernando Soto puso contexto al debate al señalar que tanto la Comisión Europea como el Parlamento Europeo están negociando la reforma del mercado eléctrico, lo que incluiría mejoras en la contratación a corto y largo plazo, en la integración de las energías renovables minimizando los vertidos de energía en la red, en la potenciación de la flexibilidad del sistema eléctrico para garantizar el suministro y en el empoderamiento y la protección de los consumidores industriales.
Basagoiti dijo que la reforma del mercado eléctrico intenta favorecer los contratos a plazo, que llevan existiendo mucho tiempo, no solo los famosos PPA o Power Purchase Agreement, es decir, un contrato de compraventa de energía a largo plazo entre un desarrollador renovable y un consumidor. El mercado lista productos de hasta 10 años de entrega, pero estos no tienen ninguna liquidez, porque no hay comprador y vendedor que se pongan de acuerdo sobre el precio. El problema de los contratos a plazo indicó, subyace en las garantías, que tienen un precio por año y que lo ponen tanto vendedor como comprador, lo que provoca “sinergias negativas”. Lo que no cambia es el mercado a corto plazo.
El experto de la OMIE enfatizó que en la reforma aparece el concepto ‘flexibilidad’ que estaba un poco olvidado, concretamente “mecanismos que ayuden a la flexibilidad”, entendida esta a largo, medio o corto plazo. De la última, a muy corto plazo, se ocuparían los técnicos de la Red Eléctrica de España, como operador del sistema en caso de un problema puntual. Para Basagoiti esa flexibilidad es “hacer inversiones en procesos productivos para poder desplazar consumos”. ¿Por qué? Porque la producción fotovoltaica no existe a todas horas del día. “El proceso de adaptación a la forma de consumo y contratación de la electricidad de los consumidores electrointensivos va a requerir un esfuerzo”, señaló, buscando desplazar el consumo a las horas más idóneas y buscando ayudas o “mecanismos” de los Estados miembros. “Los PPA no son la solución”, estimó.
El director de Operación de Red Eléctrica de España (REE) suscribió todo lo que dijo Basagoiti. Además, Tomás Domínguez informó de que el nivel de penetración en la red de las energías renovables alcanza ya el 51%, pero en 2022 cerraron el año con el 43%. Este crecimiento, agregó, supone que la flexibilidad que daba la generación convencional (ciclo combinado) se va viendo más desplazada por una generación que también tiene capacidad de flexibilidad, pero que tiende a la baja. El sol y el viento son los que son y las posibilidades de ajuste entre generación y demanda se ven reducidas. También existen otras herramientas como el SRAD, el Servicio de Respuesta Automática a la Demanda, es decir, el cambio en el consumo de un cliente de una compañía eléctrica para un mejor ajuste a lo que otros clientes están demandando en ese momento y a la energía que está siendo producida.
El representante de APPA explicó que el objetivo por etapas de la descarbonización pretende que el 45% de la energía consumida sea de origen renovable para 2030, cuando la tasa actual ronda el 22%. Eso significa multiplicar por dos en siete años lo realizado en los últimos treinta. “Me asaltan las dudas”, admitió. Y se detuvo en las ayudas del Estado a la compra de coches eléctricos o de bombas de calor (climatizadores) que están incluidas en la normativa industrial estadounidense ya citada, el IRA. González Moya también cuestionó la capacidad de generar al año 11.000 MW con energías renovables, otro de los objetivos marcados.
El reto, subrayó, será la integración en el sistema y en el mercado con especial atención al vertido de energía renovable, es decir, pérdidas de ingresos para los productores por la energía generada que no se consume, ni se puede exportar, puesto que el Plan Nacional Integral de Energía y Clima (PNIEC) prevé unos vertidos del 9,3% de media del producible total de renovables, es decir, 25 TW.
A propósito de los PPA y los pocos que se firman en España, González Moya lo achacó a un “factor cultural” puesto que los países del norte de Europa sí son más proclives a suscribirlos.
Juan Temboury, director general de Fortia Energía, finalizó el debate hablando desde el punto de vista del cliente, del consumidor y no tanto del generador, y lanzó la idea de que la reforma del mercado eléctrico fuera “más ambiciosa”, proponiendo, por ejemplo, a algunos consumidores a renunciar a consumir durante meses en un invierno con poca producción de renovables. “Hay productos que hay que explorar”, anunció. “Hay que mirar la flexibilidad, hasta la fiscalidad”, agregó.
“La primera reflexión es que hay que tener un contrato de suministro que sea transparente, que permita internalizar los esfuerzos que uno haga ante el mercado”, reclamó el directivo de Fortia. “A todos nos gustan los productos de carga base, pero lamentablemente se han secado. Los estructuradores de productos de carga base han dado un paso atrás y la realidad es que no están y hay que recurrir a lo que hay. Los PPA son una oportunidad. Explorar soluciones de autoconsumo es interesante. Incluso escalar en la cadena de valor hacia arriba y participar en instalaciones de producción tiene su sentido”, comentó Temboury.
El director general de Fortia se mostró decepcionado por el poco alcance de la reforma, aunque esto él lo veía venir por la propuesta final de la Comisión Europea que había cambiado sustancialmente de contenido desde que Ursula von der Leyen dijera en su discurso del estado de la Unión, en septiembre de 2022, lo siguiente: “El diseño actual del mercado no está siendo justo con los consumidores, que no se están beneficiando del bajo coste de las renovables. Tenemos que desacoplar la influencia dominante del gas en el precio de la electricidad”.
Sobre el programa, la clausura del Foro AEGE 2023 corría a cargo del ministro de Industria, Comercio y Turismo (MINCOTUR), Héctor Gómez, pero finalmente excusó su asistencia en el último momento para acudir a la firma del pacto de coalición de gobierno entre PSOE y Sumar.
