La desigual carrera de las fábricas verdes

La industria cerámica es gasintensiva. Los hornos en los que se cuecen las baldosas alcanzan una temperatura de 1.200 grados. La elevada demanda térmica durante el proceso de fabricación hace que este combustible fósil represente el 90% de su consumo de energía, unos 12 teravatios-hora (TWh) anuales, y el 7% del gasto de gas industrial en España. El otro 10% requerido es electricidad. Esta peculiaridad dificulta su recorte de emisiones de dióxido de carbono. “El sector mantiene firme su compromiso, pero debe avanzar de forma equilibrada, conciliando la sostenibilidad ambiental, social y económica. Los plazos marcados por la Unión Europea son inviables para industrias que, como la cerámica, no disponen actualmente de una tecnología lo suficientemente avanzada para lograr los niveles de reducción de emisiones establecidos”, admiten desde la Asociación Española de Fabricantes de Azulejos y Pavimentos Cerámicos (Ascer).

Los posibles sustitutos están aún en fase de I+D o en pruebas a pequeña escala, indican. Por ejemplo, a finales de 2024, la empresa Equipe, especializada en piezas de formato pequeño, puso en marcha el primer horno eléctrico tras una inversión de dos millones de euros, dato hecho público. “Esta experiencia sigue siendo aislada y con un alcance limitado al estar vinculada a una tipología de producción específica”, aclaran en Ascer. Es decir, no se ha ensayado en la fabricación de piezas de mayor tamaño a escala industrial.

Otra opción es el biometano, “pero requiere un mayor despliegue de plantas y su coste actual duplica al del gas”, señalan. “Las demás alternativas —hornos eléctricos y de hidrógeno renovable o captura de carbono— no serán factibles a gran escala en los próximos años, y si son igual o más caros que la actual no habrá reemplazo”, advierten. De hecho, la patronal calcula en un informe de 2023 que la inversión para la implantación del hidrógeno o la electrificación supondrá 10 o 15 veces la facturación anual del sector: entre 56.619 millones y 81.613 millones, sin incluir el gasto de la modificación de los equipos de proceso. “Sube el riesgo de deslocalización y se acentúa la pérdida de competitividad”, recalcan.

Una actividad diversa

La industria española (el 16,7% del PIB) avanza a distintas velocidades en su descarbonización. La cerámica es un ejemplo de los sectores que más obstáculos afrontan para alcanzar esta meta. “No tiene nada que ver descarbonizar una planta de acero, una de cemento o una láctea; es muy heterogénea y no hay una solución única”, explica Pedro Linares, profesor de la Universidad Pontificia Comillas. Las que no son intensivas en energía y que utilizan calor por debajo de los 100 grados, como la alimentaria, lo tienen más sencillo: pueden usar bombas de calor, afirma Linares. “Es una opción cercana y rentable en términos comerciales y económicos”, apostilla. Aunque avisa de que puede ser complejo para una pyme, que domina en esta actividad y tiene pocos recursos, personal y enfrenta trabas administrativas y financieras. “Si diéramos soluciones estandarizadas, estaríamos viendo más cambios. Que las asociaciones negocien con la banca paquetes de financiación con Administración y proveedores”, dice.

Las farmacéuticas también se suman. En Barcelona, las compañías de genéricos Synthon (Sant Boi de Llobregat) y Towa (Martorelles) se valieron de esta tecnología para reemplazar sus calderas de gas natural, detallan desde Mitsubishi Electric, fabricante de los equipos. “La transformación energética y la necesidad de adaptarse a las regulaciones medioambientales están provocando una profunda renovación en la gestión de sus sistemas térmicos. En el farmacéutico (laboratorio y salas blancas), la alimentación (procesado y conservación), la automoción (cabinas de pintura y climatización de salas térmicas) y la química, las bombas de calor de alta eficiencia y el uso de refrigerantes de bajo impacto ambiental se han convertido en palanca estratégica”, comentan.

Las más complejas

La electrointensiva, prosigue Linares, puede tirar de contratos de largo plazo (PPA) con certificados de garantía de origen renovable. Sin embargo, las intensivas en energía (cerámica, vidrio) no tienen aún a su disposición una tecnología, apunta. Tampoco el cemento y los fertilizantes: “Hay emisiones de procesos y aquí la solución es capturarla, pero el PNIEC [Plan Nacional Integrado de Energía y Clima] no lo considera como opción”, añade. Ni el papel: “Las bombas de calor no alcanzan los 200 grados, todavía queda un desarrollo importante”, dice. Y en el acero, en concreto, en los altos hornos de Avilés, perteneciente a ArcelorMittal, “la única que no es de arco eléctrico y que emite mucho CO2, prueba el hidrógeno verde. El Gobierno otorgó una ayuda [de 450 millones] a través de un PERTE [proyecto estratégico de descarbonización industrial], pero el dueño se lo está pensando [la compañía paralizó en 2024 el plan por su inviabilidad y decidirá este año si continúa o no]”, recuerda.

En el caso del cemento, Exolum, Holcim e Ignis P2X participan en la iniciativa de economía circular presentada en abril, ECO2FLY, para reducir las emisiones que generan la fabricación de materiales de construcción y el transporte aéreo, y que se desarrollará en la planta que la multinacional cementera tiene en Villaluenga de la Sagra (Toledo). El objetivo: capturar más de 700.000 toneladas de CO2 anuales y, con hidrógeno renovable, producir unas 100.000 toneladas de combustible sostenible para la aviación (e-SAF) tras una inversión de 4.000 millones, incluida la parte de electricidad con solar y eólica. “Durante sus primeros 10 años de operación estimamos que evitará la emisión de más de 6,5 millones de toneladas de carbono”, calcula David Folgado, director financiero de Exolum, quien aboga por el principio de neutralidad tecnológica. “Que todas tengan oportunidad de desarrollarse y competir en el mercado”, remarca.

Más allá de la tecnología o los costes, Ángel Saz-Carranza, director de EsadeGeo, incide en la encrucijada que supone ser ambicioso climáticamente y estar abierto comercialmente al mundo. “Es muy costoso recortar CO2 en los sectores intensivos en energía y emisiones. Si no vamos al unísono, dejas en desventaja competitiva a algunos jugadores”, remacha. Saz-Carranza se refiere a Estados Unidos, que ha reculado en las metas ambientales y avanza en desregulación, o China, con un precio del carbono más bajo que el europeo (80-90 euros). Además, señala la desigual política de incentivos frente a estas dos potencias. “La paradoja ahora es que si quieres ir rápido y barato en la transición tienes que comprar producto chino y eso puede generar un problema laboral e industrial en Europa; lo vemos con el coche eléctrico”, alerta. Aun así, ante la geopolítica actual y los problemas de competitividad europea, cree que la UE bascula de hiperambiciosa a ambiciosa. “Está matizando algunos objetivos. Tanto la renovada política industrial como el mecanismo de ajuste en frontera por carbono son las dos herramientas para rebalancear el equilibrio entre industria y medio ambiente”, sostiene.

De hecho, la incertidumbre global y el cambio de prioridades en la UE ha provocado que la inversión en hidrógeno renovable y captura de carbono se desplomara el año pasado con respecto a 2023, resalta Natalia Luna, analista sénior de Investigación Temática en Columbia Threadneedle Investment. En la primera, la caída fue del 14%, hasta 3.000 millones de dólares (unos 2.660 millones de euros), y en la segunda fue de casi el 90%, de 6.000 a 700 millones de dólares (5.320 a 600 millones de euros), detalla con cifras de Bloomberg. Luna cita incluso algunos proyectos de hidrógeno verde ya cancelados por los altos costes y falta de demanda: el de 10 gigavatios (GW) de Equinor y Shell en Noruega, la construcción de una planta de dicha tecnología y amoniaco por parte de la química noruega Yara, o la instalación que planeaba la química estadounidense Dow.

Factores de ralentización

Los altos costes de electricidad, que supera los 65 euros por megavatio-hora (MWh) en España; la inseguridad regulatoria y fiscal; la saturación de los puntos de acceso y conexión a la red eléctrica, y la carencia de una tecnología viable ralentizan la electrificación de la industria química, enumera Juan Antonio Labat, director general de la Federación Empresarial de la Industria Química Española (Feique). “Sin un precio asequible, de unos 40 euros MWh, no podrá prosperar porque implica inversiones de capital muy elevadas y un alza significativa de los costes operativos”, insiste. Esto hace que sea inviable competir con EE UU, China, Francia o Alemania. Por eso demanda un fondo nacional para la descarbonización y la competitividad industrial, independiente de los mecanismos europeos.

Precisamente, otro obstáculo que preocupa es el acceso y conexión a la red de distribución, cuando la electrificación requiere contratar elevados volúmenes de potencia eléctrica, aduce Labat. La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec) revela que más de la mitad de las peticiones realizadas por la industria en 2024, unos 10.715 MW de un total de 19.000, fueron rechazadas por falta de capacidad. “El 83% de las solicitudes corresponde a nuevas industrias, principalmente electrointensivas, que quieren asentarse en el país, y el 17% restante atañe a las existentes que piden una ampliación de capacidad para electrificar su proceso productivo”, explica Marta Castro, directora de Regulación de Aelec. Las eléctricas están a la espera de que la CNMC publique los mapas de capacidad de demanda en los distintos nudos de sus redes, previsto para otoño, a fin de disminuir este cuello de botella. Además de otras medidas regulatorias y fiscales (alza de las inversiones, fijar la retribución o la planificación cada seis meses), reclaman incentivos a la industria (ayudas, créditos y ventajas impositivas).

Esther Martínez Arroyo, directora del sector Energía y Utilities para la división de consultoría de España de PwC, reconoce que está costando bajar a tierra los elevados objetivos europeos. “El foco es intentar cumplirlos, pero hay ciertas cuestiones que lo están retrasando”, observa. Lastra no solo el límite anual a la inversión en redes eléctricas (en el 0,13% del PIB), también el largo proceso de tramitación de plantas renovables o los cargos e impuestos que se incluyen en la factura de luz: en Europa un 40% de lo que se paga de media es fiscalidad frente al 11% en EE UU, esgrime. “Hay que hacer una reforma fiscal profunda, limpiar la tarifa para dar una señal de precio real”, reitera. Y, por último, cree que hay que favorecer a todas las tecnologías por igual. “Poner a disposición todos los desarrollos y que la industria elija la que más le convenga”, concluye.