• Este estudio del IDAE es una fotografía necesaria pero insuficiente. El informe representa un avance significativo en el conocimiento estadístico del consumo energético industrial español, y el desglose por usos finales es particularmente valioso. Sin embargo, presenta limitaciones significativas que condicionan su utilidad estratégica.

  • Los datos son de 2021, por lo que el estudio ya nace con limitaciones para guiar decisiones en el contexto actual de precios, tecnologías y regulación.

  • La presentación de la electricidad como vector ‘limpio’ puede resultar errónea si no se contextualiza. El estudio trata la electricidad como energía final sin aclarar su origen primario.

  • Ahora falta la segunda parte: un análisis prospectivo que modele escenarios de transición, evalúe costes de tecnologías emergentes y cuantifique la brecha de inversión necesaria.

28 de noviembre de 2025

El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) ha publicado recientemente su exhaustivo “Estudio de consumos, costes y usos energéticos en la industria», un análisis que pretende cartografiar el consumo energético del tejido industrial español. Desde el Foro Industria y Energía, donde seguimos con especial atención la evolución de la gestión energética de la industria en su proceso de transición hacia la descarbonización, hemos analizado en profundidad este documento.

Esta preocupación no es nueva: desde nuestros orígenes hemos venido monitorizando el pulso energético del sector, elaborando análisis propios con datos actualizados y metodologías consistentes. Por eso este nuevo informe del IDAE nos interesa especialmente: permite comparar, matizar y complementar la visión que ya veníamos construyendo. El resultado es agridulce: nos encontramos ante un trabajo metodológicamente robusto, pero con limitaciones significativas que condicionan su utilidad para diseñar la estrategia energética que la industria necesita ahora mismo.

Las luces: fortalezas del estudio

El informe representa un avance significativo en el conocimiento estadístico del consumo energético industrial español. Cumple escrupulosamente con los requisitos del Reglamento UE 2019/2146, que exigía mayor granularidad en las estadísticas energéticas nacionales. La metodología es sólida: encuestas validadas, mediciones certificadas, integración de múltiples fuentes (ESCILA, estudios de biomasa), y un tratamiento estadístico riguroso con elevación poblacional para garantizar representatividad.

El desglose por usos finales es particularmente valioso. Saber que el 26% de la energía se dedica a calor de muy alta temperatura permite focalizar políticas de descarbonización: ¿dónde están las mayores barreras tecnológicas? ¿Qué sectores necesitan más apoyo para innovar? El análisis coste-facturación también es revelador: identificar que minerales no metálicos y siderurgia destinan el 12,9% y 13,2% de su facturación a energía permite priorizar ayudas y evaluar riesgos de deslocalización.

Las sombras: limitaciones significativas

Pero el informe tiene debilidades importantes que condicionan su utilidad estratégica. La primera y más evidente es el desfase temporal: los datos son de 2021. Esto no es una crítica metodológica sino una limitación práctica grave. El mundo energético cambió radicalmente entre 2021 y 2023. El precio del gas se multiplicó en 2022, la electricidad alcanzó máximos históricos, y la geopolítica energética europea se reconfiguró completamente tras la invasión de Ucrania. Los precios de 3,9 céntimos/kWh de gas y 14,8 céntimos/kWh de electricidad que refleja el informe son irrelevantes para entender la situación actual de la industria.

Además, este desfase temporal no es menor: desde 2021 se ha producido el cierre o parada de una parte significativa de las plantas de cogeneración, afectadas por la crisis energética y la incertidumbre regulatoria. Esto altera por completo la foto del mix energético real de la industria en 2022–2025: la cogeneración ya no aporta el mismo volumen de electricidad y calor útil que reflejan los datos del informe. Al mismo tiempo, el consumo eléctrico industrial ha caído de forma apreciable. Todo ello significa que la estructura de consumos que presenta el estudio no es representativa de la situación industrial actual.

La segunda limitación es más conceptual. Cuando el informe analiza la electricidad de red (28,2% del consumo, 80.210 GWh), la trata como energía final sin desagregar su origen primario. ¿Cuánto de esa electricidad proviene de ciclos combinados de gas? ¿Cuánto de renovables? ¿Cuánto de nuclear? Esto es crítico para evaluar la descarbonización real. Si gran parte de la electricidad que consume un sector «electrificado» proviene de gas natural en centrales térmicas, la descarbonización es limitada. El informe reconoce esta trazabilidad para la autogeneración (desglosando combustibles de cogeneración), pero la omite para la red eléctrica.

Relacionado con esto, la presentación de la electricidad como vector «limpio» puede resultar errónea si no se contextualiza. El informe destaca correctamente que ciertos sectores están más electrificados (metalurgia no férrea, maquinaria, equipos de transporte con más del 40% de consumo eléctrico, pero no aclara el grado de dependencia indirecta del gas que persiste en el mix de generación eléctrica. Es decir, parte de esa «electrificación» sigue vinculada a combustibles fósiles en la cadena de suministro energético. Esta simplificación afecta tanto a los análisis sectoriales como a las recomendaciones que puedan derivarse del estudio.

Una tercera debilidad es metodológica: el propio informe reconoce dificultades para separar consumos entre refino (CNAE 19) y química/petroquímica (CNAE 20-21) en grandes complejos integrados, recomendando analizarlos conjuntamente. Esto resta precisión al análisis sectorial individualizado, precisamente en dos sectores estratégicos de alta intensidad energética.

Un mosaico industrial de 640.000 Piezas

El estudio parte de una base estadística considerable: 7.397 establecimientos encuestados y 200 mediciones in situ, cubriendo un universo de 639.832 establecimientos industriales que facturaron conjuntamente 696.449 millones de euros en 2021. La radiografía que emerge revela un sector dominado por microempresas (el grueso del tejido productivo está compuesto por establecimientos de menos de 10 trabajadores) pero donde el consumo energético se concentra dramáticamente en unos pocos sectores intensivos.

El consumo total de energía ascendió a 322.904 GWh, de los cuales 284.920 GWh corresponden a energía final. Esta cifra se desglosa en un 70,2% de combustibles diversos, un 28,2% de electricidad procedente de la red, y apenas un 1,6% de autogeneración renovable. Aquí emerge la primera gran conclusión: la industria española sigue siendo profundamente dependiente de los combustibles fósiles, especialmente del gas natural.

La dictadura del gas natural

El dato más revelador del informe es la hegemonía absoluta del gas natural: representa el 70,8% del consumo total de combustibles, con 168.523 GWh consumidos. Esta dependencia no es uniforme: se concentra especialmente en alimentación y bebidas (34.251 GWh), el sector del refino (34.057 GWh), minerales no metálicos (27.311 GWh) y química y petroquímica (23.078 GWh). Estos cuatro sectores absorben más de dos tercios del gas natural industrial.

¿Por qué importa esto? Porque establece una vulnerabilidad estructural. El gas natural, aunque más limpio que otros fósiles, sigue siendo un hidrocarburo cuyos precios fluctúan violentamente según tensiones geopolíticas (algo que la industria española experimentó dramáticamente en 2022 y 2023, justo después del periodo analizado) y cuya descarbonización es compleja en aplicaciones de alta temperatura. La transición energética de la industria pasa necesariamente por resolver este dilema del gas.

El desafío térmico: donde se consume realmente la energía

Una de las aportaciones más valiosas del estudio es el análisis desagregado por usos finales. Y aquí aparece el verdadero reto: el 62,6% de la energía consumida se destina a producir calor, principalmente en dos rangos críticos. Por un lado, el calor de muy alta temperatura (más de 500ºC) representa el 26% del consumo total (71.861 GWh) y se concentra en minerales no metálicos (cemento, vidrio, cerámica) y siderurgia, sectores donde el 68,1% y 62% de su energía respectivamente alimenta hornos y fundiciones. Por otro, el calor de media y baja temperatura (hasta 200ºC) supone el 23,6% (65.156 GWh) y es fundamental en pasta y papel, textil y alimentación.

Esta distribución explica por qué electrificar la industria no es tan sencillo como instalar placas solares. Las tecnologías actuales de bomba de calor industrial funcionan eficientemente hasta temperaturas moderadas, pero los procesos que requieren más de 500ºC son mucho más complejos. Sin embargo, rendirse no es una opción: el esfuerzo pionero de Roca para crear el primer horno de porcelana sanitaria del mundo que funciona 100% con electricidad demuestra que la electrificación de estos procesos difíciles es posible con innovación y determinación.

La paradoja de la electricidad: cara pero minoritaria

El informe documenta una anomalía económica reveladora: aunque la electricidad de red representa solo el 28,2% del consumo energético (80.210 GWh), absorbe el 59,1% de la factura energética total de la industria, que alcanzó los 20.018 millones de euros en 2021. En otras palabras, la electricidad cuesta más del doble por unidad energética que el gas natural y otros combustibles.

Los precios promedio en 2021 fueron de 14,7 céntimos/kWh para la electricidad frente a 3,9 céntimos/kWh para el gas natural. Esta diferencia de coste es uno de los obstáculos fundamentales para la electrificación industrial. Sectores como siderurgia y fundición, metalurgia no férrea o química son grandes consumidores eléctricos (representan más del 60% del total), pero cada punto porcentual de incremento en sus costes eléctricos erosiona directamente su competitividad internacional.

Cogeneración: la gran aliada invisible

El estudio dedica considerable atención a la cogeneración, esa tecnología que produce simultáneamente electricidad y calor útil. En 2021, las instalaciones de cogeneración consumieron 84.664 GWh de combustibles para generar 35.795 GWh de calor útil destinado a procesos industriales.

Cuatro sectores concentran más del 80% de esta cogeneración: pasta y papel (25,1%), refino (21,4%), alimentación (19,8%) y química (15,9%). Son precisamente los sectores donde existe demanda simultánea de calor de proceso y electricidad, lo que hace rentable la inversión. La cogeneración es una tecnología puente fundamental: reduce emisiones respecto a sistemas separados, mejora la eficiencia energética y proporciona cierta autosuficiencia. Precisamente por su relevancia estratégica, resulta crucial evitar la incertidumbre regulatoria que amenaza su viabilidad y proporcionar claridad sobre el calendario de próximas subastas de cogeneración.

Conviene subrayar, no obstante, que una parte importante del parque de cogeneración ha dejado de operar desde 2021, por lo que la foto que presenta el informe del IDAE no refleja el desplome real de la cogeneración ni su impacto en los consumos térmicos y eléctricos industriales más recientes.

El tímido avance de las renovables

La autogeneración renovable en la industria es aún testimonial. La solar fotovoltaica industrial produjo apenas 418,75 GWh, menos del 1% del consumo eléctrico industrial, aunque de esa cantidad el 83,9% se autoconsumió. Los sectores líderes fueron alimentación (35,6%), minerales no metálicos (16,8%) y maquinaria (11%). La eólica es prácticamente inexistente (15,28 GWh). La energía térmica renovable directa (solar térmica, geotermia) aportó solo 2.437 GWh, concentrados casi totalmente en química (98,8%). En cuanto a combustibles renovables, el informe contabiliza 24.435 GWh, que representan el 10,3% del consumo de combustibles.

El camino por recorrer

Este estudio del IDAE es una fotografía necesaria pero insuficiente. Necesaria porque establece una línea base cuantitativa robusta, esencial para diseñar políticas de descarbonización con criterio. Insuficiente porque, publicado en 2025 con datos de 2021, ya nace con limitaciones para guiar decisiones en el contexto actual de precios, tecnologías y regulación.

La gestión energética de la industria española enfrenta retos mayúsculos: sustituir 168.523 GWh de gas natural, descarbonizar 137.000 GWh de demanda térmica (sumando el consumo destinado a la producción de calor de muy alta temperatura, más de 500ºC, que alcanza 71.861 GWh, y el consumo para calor de media y baja temperatura, hasta 200ºC, que suma 65.156 GWh), electrificar procesos manteniendo competitividad, y escalar la autogeneración renovable desde el 1% actual hasta porcentajes significativos. Todo ello sin destruir empleo ni deslocalizar producción. El estudio del IDAE documenta la magnitud del desafío. Ahora falta la segunda parte: un análisis prospectivo que modele escenarios de transición, evalúe costes de tecnologías emergentes, y cuantifique la brecha de inversión necesaria.

Desde el Foro Industria y Energía, seguiremos analizando críticamente estos datos y promoviendo el debate informado sobre cómo hacer compatible la descarbonización industrial con la competitividad. Porque avanzar hacia una industria descarbonizada y competitiva exige decisiones basadas en datos, no en intuiciones; y análisis como este ayudan a entender la magnitud del reto y las oportunidades que tiene por delante el sector.