Pedro González: "Empresas como Arcelor invierten donde la tarifa de la electricidad es estable y competitiva a largo plazo"

Lo determinante para la industria electrointensiva, caso de ArcelorMittal, no es tanto el importe que entrañe una inversión que pretenda acometer como "saber qué precio de la energía va a tener al día siguiente", explica Pedro González, director general de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), en plena zozobra en Asturias por la paralización de una inversión crucial para la descarbonización de la siderurgia integral.

La industria alerta de la carestía de la energía y ArcelorMittal ha parado el proyecto de un horno de reducción directa del mineral de hierro (DRI) en Gijón. ¿Es tan inquietante la situación?

Estamos viendo que la crisis de precios energéticos está impactando de modo significativo en la industria española. La actividad de los grandes consumidores cayó un tercio en 2023 respecto a 2022. La razón es el elevado coste energético y esto es doblemente gravoso porque estamos en niveles no vistos en 25 años. En otros países hay medidas para mitigar estos costes. En Francia las tienen hace años y Alemania ha garantizado compensaciones para que su industria tenga durante cinco años una tarifa similar al consumidor francés. Las multinacionales invierten allí donde hay menos incertidumbre y precios estables y competitivos a largo plazo.

¿La tarifa especial francesa (Arenh) ha podido ser determinante para que ArcelorMittal sí haya pactado hacer el DRI en Dunkerque?

La clave para un consumidor industrial no es tanto el importe de la inversión como saber al día siguiente qué precio de la electricidad va a tener. En Francia se le ha garantizado un precio durante diez años. Esto les ha mitigado la incertidumbre. Ya saben lo que van a pagar y si les salen los números. En España no sabemos lo que vamos a pagar en julio.

El contrato de suministro se firmó con el gigante francés EDF, propiedad del Estado. En España carecemos de ese instrumento desde que se privatizó Endesa, hoy propiedad del estado italiano.

El Estado francés tenía el 86% de EDF y desde el año pasado tiene el 100%. Esto da un margen de maniobra tremendo. El Gobierno utiliza la industria eléctrica, que renuncia a parte del precio, para favorecer a la industria manufacturera. Detraen recursos de EDF para hacer más competitivas las fábricas.

El Estado francés tiene el 100% de EDF, esto le da un margen de maniobra tremendo

¿Por qué consiente la Comisión Europea estos casos flagrantes de ventajismo? ¿Esta asimetría no vulnera las reglas de competencia interior?

La tarifa francesa, vinculada al coste de la energía nuclear, fue tramitada a través de la Dirección General de Competencia de la UE, que permitió ese esquema. Es verdad que se le autorizó cuando no había crisis energética y que se la limitó hasta 2025-2026. Pero la tarifa Arehn se volvió escandalosamente competitiva cuando Europa empezó a soportar costes energéticos más elevados a partir de la segunda mitad de 2021. Los gobiernos hacen apuestas y luego tratan de encajarlas en el ordenamiento de la UE. En el caso de Alemania el modelo es diferente. La industria paga la energía al precio del mercado y luego el Gobierno le compensa con la recaudación de las subastas de derechos de emisión de CO2. Tienen un tramo general y otro en función de cuánto pesa la electricidad en los costes totales de la empresa, de modo que la industria electrointensiva tiene descuentos muy significativos.

¿La tarifa Arehn tiene ya por lo tanto fecha de caducidad?

Sí, pero ya están negociando la siguiente. La van a sustituir por un nuevo mecanismo sin fecha de vencimiento. Con la reforma del mercado eléctrico europeo se permite que las repotenciaciones y extensiones de vida de las distintas tecnologías puedan tener un coste más bajo. El Gobierno francés tienen las manos libres para fijar contratos entre la industria nuclear y la industria manufacturera. Y además EDF es del Gobierno francés.

¿Por qué España no aporta a la industria el total de los recursos con cargo a las subastas de CO2 que podría destinar a este fin?

El año pasado nos quedamos en el 50% de lo que nos hubiera podido corresponder porque no se dotó en el presupuesto general del Estado la totalidad de las compensaciones posibles para evitar el riesgo de deslocalización (la llamada fuga de carbón) en virtud del coste del CO2 frente a países extracomunitarios que no lo aplican. Si no se cambia el presupuesto de 2024, nos quedaremos en un tercio. El año pasado solo se pagaron 244 millones cuando deberían habernos abonado 448 millones. Esta merma de ingresos supuso un impacto en nuestra factura de 10 euros por megavatio. Y si se mantiene en este ejercicio, dejaremos de ingresar 20 euros por megavatio.

¿Pero por qué España no reparte a la industria todo lo que podría de la recaudación por la venta de derechos de emisión?

Porque parte de la recaudación de la subasta se destina a sufragar los cargos de la electricidad (subvención a las renovables, financiación del déficit de tarifa de años pasados, costes extrapeninsulares...) y esto está condicionando la política energética.

La energía impacta en toda la UE, pero más en España porque se toman menos medidas

Sin embargo, el precio mayorista de la electricidad (el que fija el mercado diario) lleva dos años consecutivos siendo más bajo en España que en Francia, Alemania y, por supuesto, Italia.

Esto está generando confusión. España está ganando la batalla de la competitividad del precio de la electricidad en el mercado mayorista. Pero, aunque en otros países parten de precios superiores, en Francia le quitan casi la mitad para la industria y Alemania da ayudas para mitigarlo. Por el contrario, en España, al precio se le añaden otros conceptos, como los peajes por las redes, los cargos, los impuestos, el Fondo Nacional de Eficiencia Energética... y además se descuentan las ayudas. Que el precio de la energía esté alto está impactando en toda la industria europea, pero en España más porque se adoptan menos medidas.

Pero el precio de la energía se ha abaratado mucho desde los momentos más críticos de 2022.

El precio de la energía ha bajado el 47% respecto al peor momento, pero, aun así, el año pasado fue, de media, el doble que el promedio de la serie estadística, que comienza en 1998. Ésta es la comparativa que nos hace daño.

El precio del CO2 también se ha abaratado respecto a máximos.

Llegó a tocar casi los 100 euros la tonelada y ahora está en 67,34. Es una caída de más de 30 euros. Estos derechos los paga la industria y si está cayendo su precio es porque la industria, que es quien los compra, los demanda menos. Esto es así porque está bajando la producción industrial. Esto en Europa es clarísimo.

¿Y el estatuto de la industria electrointensiva no es suficiente?

El estatuto del consumidor electrointensivo se ha descafeinado. La ayuda media en 2023 fue de 68.000 euros. Aunque la ayuda sea de 100.000 euros, para un gran consumidor con una factura energética de 100 millones, supondría un respaldo del 0,1%. Antes de la crisis energética de 2021 era el 2% o 3%. Se rebajaron los niveles y se han presentado las empresas que ya estaban y las nuevas que han podido optar ahora con las nuevas condiciones. Al final la ayuda sumó 31 millones. Quedaron 60 millones sin utilizar porque no había derecho a más en virtud de los conceptos susceptibles de ayuda. Hace dos años una gran industria recibía un millón o dos. Ahora reciben mucho menos. Tal y como está, te invita a irte porque además te impone costes y obligaciones. Hay que darle una vuelta.

¿Por qué en España todo esto es más complicado?

Aquí tenemos dos restricciones. Uno son los sobrecostes del pasado: los cargos que condicionan y lastran lo que puede hacer el Gobierno. Es un volumen importante que detrae recursos. Además, está la reintroducción del impuesto de generación, que es para financiar todos esos costes, y que la industria eléctrica nos lo traslada a nosotros. Deberíamos estar protegidos por el Estatuto del consumidor electrointenso, pero se desnaturalizó. Además, Alemania ha tirado del presupuesto público temporalmente. Aquí está más restringido. Queremos negociar la reforma del estatuto con el Gobierno.

Para tener un precio previsible y estable de la electricidad, ¿por qué en España no se desarrollan los contratos de suministro a largo plazo, los llamados PPA? ¿Es un problema cultural?

Antes España tenía menos volatilidad del precio de la energía. Era más estable. Por eso no hay cultura de contratos a largo plazo. Pero esto saltó por los aires con la crisis energética. Tampoco los generadores han ofrecido demasiado contratos más allá de un año. Y la regulación tampoco favorece. Y, además, para los clientes industriales comprometerse a cinco años tenía un riesgo muy elevado de que equivocarse y que luego el precio se sitúe por debajo, lo que les colocaría en una posición de debilidad frente a la competencia. Por esto los clientes industriales han sido muy recelosos. A esto contribuye también que en España toda la energía tiene que pasar por el mercado diario. En otros países esto no existe y negocian bilateralmente industrias y generadores. De modo que ha habido una cultura de contratar a largo plazo. En Alemania se negocia financieramente hasta seis y siete veces la energía física vendida porque hay reventas. Esto en España no se ha desarrollado. Toda la industria europea ha sufrido y Alemania está en recesión. En parte es porque, a su vencimiento, los contratos PPA quedaron expuestos al precio diario, que además en más elevado que en España. Los PPA replican lo que se prevé que va a ocurrir en el mercado. Y esto hace perder en parte su sentido. La reforma del mercado europeo debería favorecer los contratos a largo plazo, pero vinculado al coste de las tecnologías y no a lo que se prevé que va a suceder. El PPA que se ofrece ahora tiene un precio de 60 euros a tres años, que es el promedio de lo que el mercado prevé para el primer año (80 euros), el segundo (60) y el tercero (40 euros). El riesgo es el tercer año: si pago 60 cuando a los competidores les va a costar 40, quedo fuera del mercado.

AEGE anunció que pretendía convocar a partir de enero de 2023 sus propias subastas de electricidad para abaratarla a sus asociados. ¿Por qué no lo han hecho?

Está parado porque estamos en conversaciones con las administraciones públicas (CNMV, Dirección General de Tributos, Ministerio de Transición...) para verificar que se ajusta a la regulación y que no habrá problemas con el IVA, etc. La idea es buena y tiene vigencia. Y puede interesar a los promotores de energías renovables. Pero tenemos que darles garantía de que todo es correcto.

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