La industria electrointensiva está en el foco de la actualidad. Desde que el pasado mes de octubre, la multinacional norteamericana Alcoa anunciara el cierre de dos de sus tres factorías en España, han saltado todas las alarmas. Coincide en fechas con precios récord de la electricidad y con la aprobación por parte del gobierno de la 'reforma Ribera', el RDL 15/2018 de medidas urgentes para abaratar el precio de la luz.
El Periódico de la Energía habla con Fernando Soto, director general de la Asociación de Empresas con Gran consumo de Energía (AEGE), para conocer de primera mano la situación actual de esta industria y cómo perciben y preven el futuro en nuestro país. Compuesta por 27 grupos industriales, claves para la economía española, en sectores de la industria de materiales básica, siderúrgica, química, gases industriales, etc. llevan años advirtiendo que pierden competitividad por el alto coste energético. Empresas como Atlantic Copper, Alcoa, Asturiana de Zinc, Ferroatlántica, ArcelorMittal, Celsa, Gallardo, Solvay, Ercros, Air Liquide, pertenecen a la asociación.
¿Necesita el sector una nueva regulación específica para ajustar los precios industriales de la electricidad? ¿Cree que beneficiaría al sector industrial una reforma del mercado mayorista de la electricidad?
Por el momento, lo que sabemos es que está en trámite parlamentario el Real Decreto-ley 15/2018, Medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores, y en cuanto a precios eléctricos, la medida de suspender transitoriamente durante seis meses el 7% del impuesto a la producción y realizar una exención a la tasa del gas natural para la producción de electricidad, estamos observando que en octubre está teniendo su efecto en el mercado, rebajando el precio. Sin embargo, para el año que viene ya no tiene ese impacto y el precio de la electricidad para el 2019 se prevé alto, por encima de los 60 euros/MWh.
Como asociación, nos hubiese gustado que esta medida que se ha adoptado coyunturalmente, se pudiera prolongar en el tiempo, porque el impacto de la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética (que incluía el impuesto eléctrico del 7%) en las ofertas de mercado ha representado un encarecimiento de 10 €/MWh, un sobrecoste que ha afectado a todos los consumidores.
Nuestro objetivo es que el mercado eléctrico sea más competitivo, y para eso, las condiciones del precio deberían ser similares a las que gozan nuestros competidores de Alemania y Francia. Pero no solo. La industria también necesita contratos bilaterales a largo plazo. En nuestros países vecinos, así se contrata la energía de estas industrias, Francia tiene una tarifa que marca el precio a 42 €/MWh, que es el precio de su tecnología nuclear, Alemania hace algo equivalente y tiene precios por debajo de su mercado eléctrico, y estos a su vez son mucho más competitivos que el mercado MIBEL. La industria alemana y francesa gozan de una energía eléctrica mucho más competitiva que la española.
Por el momento, no tenemos ningún PPA firmado porque hasta ahora había algunas trabas que elimina el RDL: que se puedan hacer varios suministros en un mismo CUP, en un mismo punto de consumo. Eso facilita que si tienes un contrato con una comercializadora luego puedas firmar otro contrato con un generador fotovoltaico o eólico, para ser complementarios. No puedes quedarte en manos de un solo generador renovable porque no te asegura el suministro en todo momento. Por eso, le dijimos a la administración que para fomentar las renovables tenía que eliminar esta traba.
En esto ganamos todos. A las renovables les interesa buscar acuerdos con la gran industria porque para obtener financiación necesitan tener una cartera de clientes que le garantice la compra de esa electricidad a medio-largo plazo y nuestro sector necesita estabilidad y competitividad en los precios.
Por eso, ya hay contactos a todos los niveles, y algunos PPAs se cerrarán pronto. Todos ellos son para dar servicio a partir de 2020, porque atienden a los productos que fueron asignados en la subastas de 2016 y 2017. Aunque en los últimos meses las negociaciones se han recrudecido porque han subido los precios de referencia, antes ofrecían 40 euros/MWh y ahora están en 45-50 euros/MWh. Se intuyen precios más altos de la energía para los próximos años y negocian al alza.
**¿Tan importante y de tanto peso es el precio de la electricidad para la industria electrointensiva, que solo bajando este factor mejoráis la competitividad respecto a Francia y Alemania, cuando es evidente que su mano de obra es mucho más cara? **
Si tuviésemos los mismos costes en el suministro eléctrico seríamos los más productivos y los más competitivos de la industria electrointensiva europea. Pero nuestros competidores, además de tener la electricidad más barata, disponen de un conjunto de medidas que adoptan sus estados al objeto de hacer que estas industrias no se deslocalicen. Además siguen pautas que emanan de la legislación europea. La Comisión Europea reconoce que estas industrias están sometidas a competencia internacional y tienen riesgo de deslocalización y, por tanto, permite que se puedan compensar determinados cargos, como son costes regulados, la compensación del CO2, la financiación a las renovables, etc. En estos dos países en particular, estas medidas están adoptadas y no es de ahora, sino de hace tiempo, desde 2014. Y sin embargo en España es un camino que tenemos recorrer, y a nosotros nos gustaría que se hiciese en los próximos meses.
Es cierto que la ministra Teresa Ribera, con la reforma que ha anunciado, adopta una medida que sí ha beneficiado al mercado eléctrico pero es coyuntural, es a corto plazo, así que esperamos que el conjunto de medidas que está analizando y que nos dará a conocer, esperemos, en la próxima primavera, nos ayuden a ser más competitivos.
¿Por qué cree que los distintos gobiernos de estas últimas legislaturas no han tomado las mismas medidas que han hecho los gobiernos de Francia y Alemania?
El peso del coste del suministro eléctrico en la industria española es reconocido desde hace tiempo. El anterior gobierno tenía una agenda para la reindustrialización y ponía como uno de los pilares clave hacer un mercado eléctrico o una energía eléctrica competitiva para la industria. Los síntomas estaban identificados pero las acciones no llegaron. Lo que proponemos es muy sencillo: seguir al líder.
Y en Europa, en el sector industrial, el líder es Alemania. El estado alemán toma decisiones que favorecen y apoyan a la industria con objeto de evitar que se deslocalice. No solamente el estado como tal sino que también tiene un buena presencia en Bruselas y participa de las decisiones al más alto nivel. Y luego esas decisiones que toman se ven santificadas con las directivas que publica la Comisión Europea.
En España pedimos lo mismo. Queremos tener energía a precios equivalentes, para lo cual las barreras que tenemos en nuestro mercado debe desaparecer. Publicamos un Barómetro energético semanal y es una fuente de información fidedigna, para que así se puede comprobar esta situación. El diferencial de precio en España con respecto a los precios de Alemania y Francia es muy grande. Y estas industrias no compran energía en el mercado sino que tienen contratos bilaterales, que siempre son más económicos. Aquí la mayoría tenemos que ir al mercado diario.
Las consecuencias son evidentes: los productos que fabrica la industria alemana se comercializan en el mercado mundial y sin embargo, la energía que compran y consumen se gestiona en mercados regionales. Si somos más caros que el mercado alemán o francés, tenemos una diferencia que pesa mucho.
¿Qué le parece que el Gobierno haya pactado con PNV una modificación de la tarifa específica que favorece a la industria ubicada en el País Vasco? Elimina la tarifa 6.1 b y crea la 6.2. lo que podría suponer unos ahorros de casi 120 millones de euros anuales.
Esta modificación que ha aprobado afecta a todo el país, beneficia a la industria, por lo que todo lo que beneficia a la industria me parece bien. Sin embargo, en particular esta medida no afecta a ninguna empresa asociada a AEGE, sino a empresas que consumen mucho menos electricidad que la mayoría de las que representamos. Evidentemente querría que se viesen beneficiadas de otras propuestas que hemos planteado al gobierno. Y es sencillo: el gobierno tiene sobre la mesa el modelo alemán, se lo hemos facilitado porque son medidas públicas y conocidas.
Evidentemente hay que ser sensible a otras peticiones que pudieran venir de otras formaciones políticas, pero quiero dejar claro que lo que necesitamos es que haya una unidad de mercado y que no existan tasas e impuestos regionales o autonómicos que sobrecargan el precio regulado de las instalaciones de una comunidad respecto a otra.
Me refiero a que recientemente se aprobaron suplementos territoriales eléctricos en la factura de la luz por tributos autonómicos de 2013 en algunas comunidades autónomas, que se fijaron en 2013, lo que supone que en unas regiones se incrementen los peajes de acceso de los consumidores que están instalados allí y en otras no. Incluso en unas puede suponer el 5% de incremento y en otras puede alcanzar hasta el 9%.
Hay una propuesta del Ministerio a raíz de la ejecución de una sentencia del Tribunal Supremo que recoge que hay que incorporar todos esos complementos en la tarifa como consecuencia de determinadas tasas o gravámenes medioambientales. Pero pedimos que la fiscalidad sea homogénea, que se armonice y no genere esa discrepancia de tasas de una región respecto a otras, porque esto está afectando a los peajes.
Como asociación no hablamos de empresas concretas solo podemos hablar del sector. Pero el riesgo de deslocalización por coste eléctrico existe. Hay muchas industrias que ven que con una situación sostenida de precios altos no pueden trabajar porque no pueden elaborar productos a precios competitivos. La señal del impacto de la medida de RDL 15/2018 se está notando, está quitando presión y lo que esperamos que para el año que viene esta medida y otras que se adopten también ayuden a esa bajada, porque España lo necesita, no se puede desprender de una industria electrointensiva.
Pero entonces, ¿no descarta nuevas deslocalizaciones si no se ponen en marcha las medidas adecuadas?
Lo único que puedo decir es que, por ejemplo, en 2017, el sobrecoste del precio eléctrico supuso un encarecimiento de 450 millones de euros con respecto a los competidores alemanes para los 25 teravatios hora que consumieron las industrias asociadas, porque el diferencial de los mercados fue de 18 euros/MWh. Si esos 450 millones de euros se hubiesen podido destinar, al menos parte de ellos, a mejorar los procesos o a medidas de eficiencia, probablemente se reduciría el riesgo de la_ deslocalización silenciosa_, un fenómeno que existe.
Y es que no siempre tienes holgura para poder invertir y seguir viendo futuro. Por eso, necesitamos certidumbre, estabilidad, previsión... para que las empresas puedan invertir. Si tuviésemos contratos de energía a medio y largo plazo a precios competitivos, seguro que las industrias podrían tomar decisiones. Estamos interesados y estamos negociando con ellos, pero no son para ahora y la industria necesita llegar viva a 2020.
Me refiero a que 2019 es un año crítico por la evolución de los precios y el impacto de las subida exponencial de los derechos de emisión de C02, de las materias primas, que ya repercuten en el precio que marcan los mercados hoy en día. Necesitamos tener esa previsión de precios competitivos que las renovables puedan dar.
Algunas de las empresas que ahora anuncian que se van de España, en el pasado recibieron subvenciones o ayudas, por lo que surge la duda de hasta qué punto un estado tiene que establecer medidas que las favorezcan si luego la lealtad la tienen con su cuenta de resultados
Entiendo que las industrias que tengan una visión de futuro con unos precios de la energía competitivos trabajarán más a gusto que si no tienen esa estabilidad. Pero ¿qué ventajas hay en un país europeo respecto a terceros países con costes más bajos en prácticamente todo?
Solamente puedo hablar de costes energéticos. Por ejemplo, producir una tonelada de acero en Europa y en particular en España, se hace con un 30% menos de emisiones de gases contaminantes de los que se hace en cualquier país asiático. Y si luego importamos, como desgraciadamente está ocurriendo, solamente el barco que lo transporta incrementa en un 20% esas emisiones. Consumir un producto asiático no solo supone un 50% más de emisiones que la que se produciría en Europa, sino que la producción en nuestro continente se reduciría. Eso sí que es un riesgo de deslocalización. Y de eso hay que hablar. Si todos tenemos las mismas reglas de mercado, necesitaríamos algún tipo de proteccionismo de estas industrias para exigir igualdad de condiciones a ambos lados de la frontera.
Las previsiones en el Comercio de derechos de emisión de la UE son al alza a medio y largo plazo, ¿cómo afecta a la industria asociada?
No soy experto en mercados de derechos de emisiones, pero estamos viendo el incremento exponencial, y eso incide directamente en el precio de la electricidad. El propio informe de la Comisión de Expertos que encargó el anterior gobierno ya puso la atención en este aspecto y que era relevante porque afectaría al mix de generación que necesitaría el país a futuro. El mundo entero seguirá necesitando acero y aluminio, y se tendrá que seguir fabricando, por eso hay que establecer unas medidas que eviten la desaparición de la industria electrointensiva de Europa a otros países. Y no creo que ése sea el pensamiento de la Comisión Europea ni de todos los estados miembros de la UE. Por tanto, pelearemos duro para retener esta industria, que es eficiente y está establecida, y si es factible, atraer otras de mayor valor añadido.
Los países que tienen industria consolidada son los que mejor capean las crisis. Lo hemos visto en los años pasados. Alemania salió en meses de la crisis financiera de 2008-2009. En España nos ha costado un poco más, pero incluso dentro del propio país, tenemos comunidades donde hay una mayor implantación y el impacto de la crisis ha sido menor. Estoy convencido de que la política industrial europea tratará y cuidará de la industria electrointensiva y lo que tenemos que hacer es ir armonizado con el resto de Europa.
El año pasado la industria electrointensiva no estaba muy satisfecha con el sistema de subastas para la interrumpibilidad, pero ¿cree que es necesaria? Y de serlo, ¿qué características debería incluir la subasta futura?
Las subastas de interrumpibilidad han venido para quedarse. Es el método de asignación del servicio. Evidentemente lo que queremos es tener certidumbre, que la normativa no esté cada año cambiando, que se sepa con claridad las fechas de celebración. Hoy por hoy, el servicio de gestión de interrumpibilidad es y ha sido el único mecanismo que ha tenido la industria electrointensiva para prestar un servicio y recibir una retribución que mitigase en parte el diferencial de coste eléctrico respecto a nuestros competidores directos. En lo que va de año llevamos ya 50 interrupciones.
Pero todas son de carácter económico, porque en 2017 el gobierno aprobó una nueva orden que modificaba el sistema de interrumpibilidad, incluyendo la novedad de activar el servicio de interrumpilidad por criterios económicos
No es exactamente así. Desde que se aprobó la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, los criterios técnicos y económicos están recogidos en la Orden. Lo que se hizo el año pasado fue restringir más los criterios económicos. Pero la industria ha parado en varias ocasiones en el pasado. En 2016 hubo seis pruebas que aleatoriamente hizo el operador del sistema para comprobar su buen funcionamiento. En 2016 hubo dos en Asturias por problemas de la red en subestaciones. En 2018 hasta la fecha no hemos tenido ningún incidente por seguridad del suministro pero sí 50 ordenes por criterios económicos. El pasado martes, 23 de octubre, por ejemplo, el operador del sistema dio órdenes de interrumpibilidad desde las 9 hasta las dos de la tarde. Es un mecanismo que está contemplado para satisfacer esos criterios y la retribución es por prestar un servicio, como ocurre con los bomberos o la policía, y el sistema lo necesita. ¡Qué pena que en Menorca no hubiese habido industria interrumpible para evitar el apagón de estos días de atrás!
Por eso pedimos que sean anuales, que se celebren con antelación y que se convoquen con tiempo, es necesario para que las empresas puedan hacer sus presupuestos. Hoy en día no sabemos qué precio eléctrico podemos incluir en los presupuestos para hacer el estadillo del año que viene y por tanto, decidir las ventas, las compras de material, etc. En definitiva, pedimos estabilidad.
Y en nuestro entorno hay interrumpibilidad. Hay países que siguen teniendo asignación retributiva como Portugal, mayor que la española. Alemania tiene una subasta por meses, en Francia también tienen interrumpibilidad que no han aplicado y la disfrutan. En España no solo la tenemos sino que se aplica y encantados de hacerlo, pero queremos las mismas condiciones que los industriales alemanes. Probablemente eso haría que el peso de las subastas fuera menor en la estrategia empresarial. A los industriales no les gusta parar, como es evidente, pero este servicio existe y es así.
Hoy por hoy no podemos opinar sobre las normas que no están aún escritas, pero la industria participa no solo en la subasta de interrumpiblidad sino modulando sus consumos, y de hecho está colaborando con el operador del sistema para implementar la directiva europea de balance eléctrico, donde se pretende que la demanda (agregadores) pueda participar en gestión de desvío, en servicios de ajuste, como regulación terciaria, etc. Cuando se aprueben los procedimientos que están ahora tramitándose tanto aquí como en Europa, esa figura existirá y estaremos en igualdad de condiciones que otros países. Y habrá industria que le interesará participar en esos mecanismos y habrá otras que no. El futuro es converger porque al final tenemos que armonizar todo, tenemos que llegar a las mismas condiciones de suministros y a las mismas herramientas.
Estamos inmersos en una transición energética, ¿cómo afecta a la industria a la que representa?
Es evidente que tenemos que descarbonizar nuestra economía, y eso significa más ahorro, más eficiencia energética, más renovables, mayor participación de la demanda, flexibilidad y almacenamiento, pero esto último debe ser mediante una tecnología que sea competitiva, no cara. Mientras no sea así, está la industria electrointensiva, que gestiona su demanda, ahorra y es eficiente energéticamente, facilitando la integración de las renovables, con sistemas de interrumpibilidad o con el que se defina en el futuro.
Debemos conseguir que la Ley de Cambio Climático y Transición Energética reconozca la figura de consumidor industrial electointensivo para luego participar de la normativa que aprueba la Comisión Europea en cuanto apoyo y compensación a esta industria y que llevan disfrutando de ella los alemanes y franceses. Hay que armonizar el coste del suministro eléctrico en toda Europa, quitaría la presión sobre la subasta de interrumpibilidad.
Es una buena noticia y una necesidad extrema que AEGE viene solicitando desde hace años al Gobierno de turno. Esperemos que ese estatuto y su desarrollo normativo posterior, permita que esta industria, tan sensible al precio eléctrico, pueda disponer de un suministro eléctrico competitivo, estable y predecible, como disfrutan sus competidores de Francia y Alemania.
¿Responde a vuestras demandas de incluir como un epígrafe especial a la industria en la Ley de Cambio Climático?
La Ley de Cambio Climático y Transición Energética puede ser el lugar idóneo donde incluir ese epígrafe del consumidor industrial electro-intensivo. Así lo hizo Francia, que lo incluyó en su Ley de Transición Ecológica de 2015.
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