Aunque España continúa marcando su competitividad en el pool con precios bajos, la factura final de los electrointensivos muestra más convenientes a los mercados de Francia y Alemania. 

Según resume la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), abril cerró con el precio más bajo de la historia, con una media de 13,67 €/MWh, aunque el precio para las empresas electrointensivas quedó fijado en 54,13 €/MWh, frente a los 22,69 de Francia, y 29,91, de Alemania.

La factura por el consumo de energía eléctrica para un electrointensivo en España es 2,4 veces el coste de la energía en Francia y 1,8 veces el coste en Alemania. 

Esta semana, el barómetro energético registró un aumento en el coste de la energía en España, ampliando la brecha con el país galo. 

Los mercados futuros ponen a España 12 euros más bajo que Alemania y 10 menos que Francia en el último cuatrimestre del año pero las políticas contundentes de ambos países para proteger su industria demuestran ser más efectivas, principalmente, la compensación de emisiones de carbono. 

No obstante, España necesita de un mayor crecimiento de la industria para equilibrar la oferta y demanda en los mercados, de manera que se pueda mantener un precio que garantice la rentabilidad y las inversiones de las instalaciones renovables.

La demanda crece muy lentamente mes a mes, con valores por debajo del 1% pero en 2023 el total de la demanda energética eléctrica fue de 244.665 GWh, representando una caída del 2,3 % respecto al año anterior.

“El mercado español se pierde una gran oportunidad por no utilizar al 100% los mecanismos de compensación de emisiones de carbono para proteger a la industria”, enfatiza Carlos Martín Graña, Responsable de Operaciones de ENERJOIN. 

Mientras que para Francia el límite de compensación no puede superar el 75% y en Alemania cubre hasta el 100% en algunos casos, España solo compensa un 16%.

En este sentido, el ejecutivo señala, en diálogo con Energía Estratégica España, que existen entre 500 y 550 millones de euros que podrían usarse en el mercado de emisiones para abaratar la factura de los electrointensivos y sentencia: “Si de verdad queremos atraer esta demanda para dar lugar a toda la inversión renovable que queremos hacer, tenemos que cambiar la forma de proteger la industria”.

Pero el mercado de emisiones no será suficiente para que grandes industrias elijan España como sede, sino se definen reglas claras. 

“La industria no puede operar ni planificar inversiones de manera efectiva si la regulación cambia constantemente, con ajustes arbitrarios que afectan retroactivamente a los negocios”, indica Graña y menciona las normas que mantienen expectantes al sector industrial:

1. Subasta de nudos de conexión
2. Reserva de un 10% de la capacidad de la red de transporte y distribución para vertir otro consumo 
3. Así como la obligación a los grandes grupos energéticos a subastar su energía a largo plazo, como hace Francia, para facilitar el ascenso del precio a los consumidores y al comercio de las redes independientes.

Asimismo, el consultor destaca que el descuento del 80% en peajes, que representa la mitad del coste regulado, finaliza el 30 de junio, pero a la fecha actual no se sabe qué ocurrirá con él, al igual que con otros aspectos como el impuesto eléctrico, el IVA del uso de gas, ni el impuesto de la reproducción. 

“Esta falta de claridad dificulta la capacidad de las personas y empresas para tomar decisiones estratégicas a largo plazo”, concluye Graña.