Una reflexión sobre la competitividad eléctrica en la industria electro-intensiva

Cuando se cita a la industria básica se hace referencia a un sector en el que con una alta probabilidad se aglutinan empresas con varias décadas de arraigo en la región donde se ubican, industrias pesadas, intensivas en el uso de mano de obra y por tanto industrias que en momentos de bonanza de sus ciclos económicos se convierten en un importante vector de desarrollo a nivel regional y nacional y que en momentos no tan buenos, permiten sobrellevar mejor la situación, gracias al empleo estable y de calidad que generan.

La siderurgia, metalurgia, cemento, gases industriales y la química son, entre otros, los sectores englobados dentro de la mencionada industria básica. Todos ellos tienen una característica común, son sectores electro-intensivos, representando la energía hasta un 50% de sus costes de producción. Las industrias de AEGE representan un 12% de la demanda eléctrica nacional, lo que equivale al consumo de más de nueve millones de hogares españoles.

El coste del suministro eléctrico es fundamental para el devenir de este tipo de industria, puesto que es un factor vital para posibilitar su continuidad y desarrollo.

La competitividad del suministro eléctrico español

Para analizar la competitividad del suministro eléctrico es necesario evaluar el resultado del conjunto de los conceptos: mercado, costes regulados, carga fiscal, etc

Mercado eléctrico

El mecanismo que fija hora a hora el precio eléctrico en el mercado diario mayorista es una subasta de casación al precio marginal, es decir, la demanda de energía eléctrica es cubierta o casada con las ofertas de generación más baratas disponibles, con la particularidad de que todas las centrales de generación recibirán por la venta de energía el precio de la central más cara necesaria para atender la demanda

Este mecanismo hace que independientemente del coste que tenga generar electricidad con cada tecnología (nuclear, hidroeléctrica, eólica, ciclo combinado, etc) todas las centrales que resultan casadas para un determinado periodo percibirán el mismo precio por su generación, el más alto de todos los casados.

Es importante citar que en base a las reglas de juego, dentro de esta consideración de cuáles son las energías más baratas, entran las energías renovables (independientemente de cual sea su coste de generación total), puesto que el precio que ofertan al mercado es su coste de generación variable (el viento y el sol son gratis), no incluyendo en la oferta el coste de su inversión. El resultado de este esquema es que casi siempre resultan casadas en el mercado, contribuyendo a abaratar su precio, recibiendo posteriormente un complemento retributivo, antes llamado prima, ahora retribución razonable, que cubre el resto del coste necesario para posibilitar el retorno de la inversión.

Para contribuir a compensar parte de estos complementos retributivos introducidos por las renovables y resto de energías del antiguo régimen especial y principalmente para evitar la generación de nuevo déficit tarifario, la reforma energética introdujo a partir de 2013 una nueva carga fiscal sobre el mercado eléctrico (impuesto sobre el valor de producción de energía eléctrica, céntimo verde) que encareció el precio del mercado eléctrico español entre 6 €/MWh y 8 €/MWh.

Esta nueva carga fiscal, mayoritariamente trasladada por los generadores al consumidor final, hizo que el precio del mercado español se incrementase respecto al precio de generación de los principales mercados europeos, como el alemán y el francés, introduciendo en definitiva una desventaja competitiva para las industrias españolas.

Desacoplamiento precio mercado español a finales de 2012

Desgraciadamente para nuestra industria electro-intensiva, el diferencial de precios frente a otros mercados no quedó en los mencionados 6 – 8 €/MWh si no que desde los 3 últimos años sigue aumentando hasta alcanzar actualmente en el acumulado 2015 una diferencia de 19 €/MWh frente a Alemania y de 12 €/MWh frente a Francia, cifras que para los volúmenes de energía demandados por las industrias de AEGE, son difícilmente recuperables en otros aspectos del proceso productivo.

Este incremento en las diferencias de precio de cada mercado, una vez despejado el efecto de la carga fiscal, debería de poder ser explicado en términos de competitividad de cada mix de generación, puesto que las reglas de mercado son muy similares en todos los países (casación marginal), pero cuando se analiza el detalle por tecnología de generación de cada mix se observa que el resultado no es coherente con los precios resultantes, puesto que el porcentaje de energía generado en España con energías fluyentes (eólica, solar, hidroeléctrica) y de bajo coste de generación (nuclear) es muy superior al alemán. Como ejemplo se muestran los datos registrados en 2014:

  España Alemania
2014 TWh % TWh %
Hidraúlica 43 16,4% 20 3,1%
Nuclear 57 22,0% 97 15,5%
Carbón 44 16,9% 274 43,9%
Ciclo Combinado 22 8,4% 60 9,6%
Eólica 51 19,6% 57 9,2%
Solar 13 4,9% 35 5,6%
Cogeneración y resto 31 11,8% 82 13,1%
Total 260 100% 625 100%

Mix de generación 2014

En España un 62,9% de la demanda fue cubierta vía energía nuclear o renovable, ,en cambio en Alemania únicamente un 33,5% de la energía fue generada mediante nuclear y renovables y a pesar de ello, el precio de su mercado fue más competitivo que el español.

En 2015, el precio alemán ha descendido siguiendo la tendencia bajista del coste de los combustibles alcanzando a la fecha 31,4 €/MWh mientras que el español ha seguido una tendencia opuesta, ascendiendo hasta los 50 €/MWh, obviando la mencionada caída del precio del carbón o del Brent, un 24 % y 45% inferiores al año anterior.

Nos preguntamos si el funcionamiento del mercado español precisa de un estudio y revisión ya que durante 2015 no ha recogido la reducción de precio de las materias primas, y el leve incremento de la demanda o la diferencia en la generación renovable no justifica un comportamiento diferente del resto de Europa.

Costes regulados y carga fiscal

Tan importante como la competitividad del mercado eléctrico es la política industrial y energética que cada Estado aplique a la hora de diseñar los esquemas de costes regulados de los suministros eléctricos de la industria electro-intensiva.

En los dos o tres últimos años, conscientes de la importancia que la industria tiene en el devenir de su economía, puesto que los países con mayor PIB industrial son los que mejor han soportado y más rápido se han recuperado de la crisis, una buena parte de los países europeos ha venido introduciendo medidas para proteger la competitividad energética de sus industrias, ahora amenazada más que nunca por la invasión que Europa está sufriendo de producción proveniente de China.

La UE sabedora de la fragilidad de estas industrias ante las políticas de Cambio Climático y Medio Ambiente, que pueden provocar la deslocalización de las mismas, ha reconocido el estatus del consumidor electro-intensivo y ha habilitado las “Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía”, que contemplan la aplicación de reducciones de la carga fiscal, coste acceso (uso de las redes de Transporte y Distribución) y primas del régimen especial para estas industrias.

En este sentido, Alemania, Francia y Holanda ya han aplicado a sus consumidores electro-intensivos, esquemas de reducción de costes, bien sea de la carga fiscal o de los peajes, con el fin de potenciar su competitividad y evitando en último término la “deslocalización silenciosa” de estos sectores.

Esperemos por tanto que nuestro país a semejanza de nuestros vecinos, haga una buena lectura de la situación y proceda a apostar por una política industrial que favorezca la permanencia de su industria básica, por medio de un suministro eléctrico de precio “CEP”, competitivo, estable y predecible, tanto en lo referente al resultado del mercado eléctrico como a los costes regulados y carga fiscal.