María Couto, CEO de Xeal.
María Couto (Xeal): "Hay señales de que la UE empieza a proteger su mercado para fortalecer su industria, como en el acero"
La responsable de la energética asegura que la factura de la luz que llega al consumidor final tiene un diferencial de 1,4 veces respecto a nuestros competidores franceses.
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Con una trayectoria forjada durante casi dos décadas en la multinacional Alcoa, María Couto asumió en 2023 el timón de Xeal (Xallas Electricidad y Aleaciones) con un mandato claro: pilotar la transición de un gigante industrial de 120 años hacia la era de la descarbonización.
Al frente de la compañía gallega —ahora en manos del grupo checo Energo-Pro—, Couto lidera un ambicioso plan de inversión de 425 millones de euros que incluye desde la modernización de sus hornos en Cee y Dumbría hasta proyectos de vanguardia como una central hidroeléctrica de bombeo reversible.
En esta entrevista, Couto analiza el giro proteccionista de Bruselas, los desafíos de una inflación estructural derivada de la guerra y la urgencia de agilizar un 'permitting' que demora hasta una década proyectos vitales para la flexibilidad del sistema eléctrico español.
Para aquellos que no conozcan Xeal, ¿quiénes son ustedes?
Somos una empresa con más de 120 años de historia. Estamos basados en Galicia, en la Costa da Morte. Tenemos dos actividades: una industrial donde producimos ferroaleaciones y otra de producción energética.
En la parte industrial, tenemos una planta en el municipio de Cee y otra en Dumbría. Suman una capacidad de producción de unas 180.000 toneladas y fabricamos diferentes tipos de aleaciones.
Tanto de silicio, ferro silicio como aleaciones de manganeso, ferromanganeso y silicomanganeso.
María Couto, CEO de Xeal, durante la entrevista con EL ESPAÑOL.
Desde diciembre de 2025, como parte de nuestra estrategia 2030, hemos comenzado a diversificar el producto. Ahora también fabricamos una aleación de cromo ferro sílico.
En la parte energética contamos con diez centrales hidroeléctricas que están situadas en las cuencas de los ríos Grandes y Xallas con una capacidad de generación de 167 MW.
Desde octubre del 2023, formamos parte de un grupo checo multinacional que se llama Energopro.
Es una big utility de capital checo y tiene plantas de generación en Georgia, Bulgaria, Turquía y con nosotros en España.
Además, están construyendo en Brasil y Colombia un Greenfield. En total, unos 100 MW todo de generación hidráulica. Además, en Bulgaria y Georgia son una big utility. Lo que podría ser aquí una especie de Iberdrola, que cuenta con generación, comercialización y distribución.
Están ustedes inmersos en el desarrollo del Plan 2030, en el que se marcan ambiciosos objetivos de descarbonización, ¿cómo se va a hacer en el caso de la división industrial?
Básicamente se trata de aprovechar las oportunidades que encontremos en cada una de nuestras divisiones, que son completamente diferentes.
En la parte industrial estamos focalizados en la descarbonización del proceso productivo y la diversificación del producto.
Para avanzar en el proceso de descarbonizar estamos construyendo una planta de carbón vegetal. Esa es la única forma que tenemos de reducir nuestras emisiones.
Estamos focalizados en la descarbonización del proceso productivo y la diversificación del producto.
De ahí nuestro proyecto de construir una nueva planta con una capacidad de entre 12.000 y 14.000 toneladas. Eso nos va a permitir evitar unas 50.000 toneladas de CO2.
Es un proyecto de unos 28 millones de euros, con 8,7 millones procedentes del perte de descarbonización y que ha generado ya unos 60 empleos en fase de construcción y prevemos generar otros 40 empleos entre directos e indirectos en fase de operación.
Pero uno de los problemas a los que se enfrentan es la sobrecapacidad que existe en un mercado como el suyo.
Ese es uno de los grandes riesgos, porque estamos hablando de una commodity. Además, el precio de la energía en Europa es mucho más alto comparado con otros países.
Por eso apostamos también por diversificar. Buscar productos de nicho, donde todavía tenga un valor añadido que se fabriquen en suelo europeo.
Es el caso, por ejemplo, del ferro sílico cromo. Empezamos a producirlo a finales del año pasado, y va destinado a la industria aeroespacial, que tiene fuertes barreras de entrada y donde la trazabilidad del producto es muy importante.
Eso es esencial y, por tanto, hacerlo en suelo europeo es un plus frente a hacer una compra a un trader chino.
¿Y en la división de energía qué planes tienen?
Ahí tenemos vocación de crecimiento orgánico e inorgánico. Prevemos construir una central de bombeo reversible.
Se trata de un proyecto de 400 MW, con 400 millones de inversión y que generará 1.000 empleos en fase de construcción y otros 45 en la de operación entre directos e indirectos.
Ahora mismo estamos en fase de tramitación de la concesión correspondiente con Aguas de Galicia.
María Couto, CEO de Xeal, durante la entrevista con EL ESPAÑOL.
También estamos analizando oportunidades para crecer en el sector hidráulico. Todo ello combinado con una estrategia de digitalización, automatización e incorporación de inteligencia artificial.
Nos hablaba antes de los precios de la energía en Europa. Los productores siempre se quejan de que son más elevados que en otras regiones. Si miramos a España, además, dicen que son incluso más altos que sus países vecinos, ¿cómo mitigar esa diferencia?
La diferencia de precios de España con nuestros competidores europeos se debe principalmente a todos los cargos y peajes que se añaden en la factura.
A día de hoy tenemos un mix donde prácticamente el 80% de la capacidad proviene de fuentes renovables.
Pero, por ejemplo, en febrero que hubo mucha generación hidráulica y eólica, este año estuvo en los 16 euros Mwh frente a los 107 del año pasado.
En realidad en el pool tenemos un precio que podemos considerar competitivo respecto a nuestros competidores franceses o alemanes.
Lo que pasa es que cuando sumamos el resto de cosas que llegan a la factura del consumidor final, tenemos un diferencial que hace que paguemos una vez y media más que en Francia, por ejemplo.
¿Qué hay en esa factura? ¿Hay cargos, hay peajes? ¿O es el coste de la operación reforzada de Red Eléctrica?
Ahora mismo tenemos esto último. Desde el apagón del 28 de abril del año pasado el modelo en el que Red Eléctrica suma cerca de 20 euros MW/h en la factura.
Otro tema que nos hace tener una diferencia de precios respecto a Europa es cómo se reparten las ayudas a los consumidores electrointensivos. El presupuesto que se reparte en Francia o Alemania es mayor de lo que se hace en España.
En el pool el precio de la electricidad es competitivo, pero cuando sumamos el resto de cosas que llegan al consumidor final, tenemos un diferencial que nos lleva a pagar 1,5 veces más que en Francia
El sector lleva años denunciando esta situación. De hecho, el último decreto de ayudas del Gobierno por la Guerra de Irán recoge algunas de las medidas que solicitamos.
¿Cuáles?
Por ejemplo, el 80% a excepción de los peajes o la eliminación del impuesto del valor de la producción de la energía eléctrica, el famoso 7%, entre otros.
El problema es que son medidas temporales.
Exacto. A finales de año volveremos a estar en la misma situación. Lo que pedimos es que se conviertan en medidas estructurales. Sobre todo porque cada vez que hay una gran crisis se aplican esas medidas.
Por tanto, si es algo que se repite cíclicamente, estamos hablando de que no es algo coyuntural sino estructural. Eso es lo que pedimos como sector.
Saber que esas medidas estarán presentes a largo plazo es lo que nos va a permitir tomar unas decisiones de inversión a largo plazo que, a día de hoy, son muy difíciles de adoptar porque el horizonte siempre es temporal.
No veo a Hacienda muy dispuesta a aceptar eso.
Por eso desde la patronal del sector vamos a luchar para que se adopten como algo fijo.
Creemos que tiene todo el sentido. Si ya es difícil competir en el mundo globalizado en el que competimos hoy, competir con actores con los que sabemos que no cumplen ni las mismas reglas ni los mismos precios de energía, resulta imposible.
María Couto, CEO de Xeal, durante la entrevista con EL ESPAÑOL.
Al final estamos hablando de competencia desleal. Creo que tanto España como la Unión Europea tienen que proteger a su industria. Hay que hacer que sea una competencia en igualdad de condiciones.
Si nosotros pagamos por emitir, el producto que entre y que también haya emitido para producirse tiene que tener unos aranceles a la importación para que todos podamos competir en igualdad de condiciones.
¿Está la Unión Europea protegiendo debidamente a sus industrias respecto a competidores extranjeros?
Empezamos a ver señales de que el objetivo de la Unión Europea es proteger la cuota de mercado para los productores europeos.
El año pasado, a través de Euroaliage, conseguimos que se abriese un caso de salvaguarda para las aleaciones de manganeso y el ferrosilicio que se aprobó el pasado 18 de noviembre.
Es una indicación de que Europa ha entendido que tiene que moverse hacia ahí, siguiendo el ejemplo de cómo se protege al sector del acero.
Como parte integral de la cadena de valor -ninguna tonelada de acero se puede fabricar sin nuestras ferroaleaciones- esperamos que nuestro sector sea tratado igualmente.
Si nosotros pagamos por emitir, el producto que entre y que haya emitido para producirse tiene que tener aranceles a la importación para que todos compitamos en igualdad de condiciones
Si hablamos de autonomía estratégica y defensa, necesitamos ser capaces de tener una industria fuerte en suelo europeo.
Eso es muy importante, pero para ello necesitamos competir en igualdad de condiciones
¿Cómo les afecta la guerra de Irán?
Estamos en pleno análisis de cómo nos afecta el suministro en nuestras dos divisiones y el impacto en el precio de la energía, ya que somos generadores y consumidores.
Más allá del precio, nuestra principal preocupación son las disrupciones en las cadenas de suministro que impidan que nos lleguen componentes o materiales necesarios para nuestros proyectos, provocando retrasos o un incremento de costes que haga que los presupuestos se disparen.
Estoy realmente preocupada porque creo que solo estamos viendo la primera fase; no tenemos un horizonte claro de cuándo va a terminar.
Todo el mundo creía que iba a ser una guerra rápida, pero ya son varias semanas y no hay un indicativo claro.
Creo que las consecuencias de la guerra las vamos a ver mucho más en el medio y largo plazo de lo que las estamos viendo todavía.
¿Cuáles serán los efectos que tendrá esta guerra sobre su sector?
Estoy convencida de que vamos a seguir viendo los efectos de aquí a final de año.
Aunque la guerra se terminase mañana, al día siguiente no estaríamos en la misma situación que antes de empezar; por eso digo que las consecuencias se verán mucho más en el medio y largo plazo.
Además, cuando hay grandes disrupciones que generan incrementos de precios, estos nunca vuelven a bajar a la situación inicial.
Aunque la guerra termine mañana, al día siguiente no estaríamos en la misma situación que antes de empezar
Siempre va a haber un efecto inflacionista que ya va a quedar ahí y tenemos que ver cómo nos impacta.
Nosotros tenemos un plan de inversión a 2030 que, además de los proyectos estratégicos, incluye muchos otros de automatización, digitalización y modernización de nuestras instalaciones.
Creo que sus costes se van a ver impactados por estos efectos que va a tener la guerra en el medio y largo plazo.
Hablaba antes de que a la división de energía le afecta el modo de operación reforzada de Red Eléctrica, ¿hasta cuándo estaremos operando así la red?
Creo que esa es una pregunta para Red Eléctrica.
Nosotros, con nuestros activos a día de hoy y sin el proyecto estratégico, ya tenemos capacidad de participación en mercados secundarios; contribuimos a esa estabilización y flexibilidad de la red participando en servicios de ajuste como puede ser terciaria o secundaria.
Seguiremos trabajando ahí para ayudar al sistema a esta integración de renovables, pero es una gran pregunta hasta cuándo Red Eléctrica va a aplicar la operación reforzada.
Ahora que se ha cumplido un año del apagón, ¿qué le parecen las conclusiones de la CNMC?
La CNMC ha concluido que el origen es multifactorial y que requiere un análisis mucho más detallado de cómo operamos versus cómo deberíamos operar en las circunstancias actuales para evitar que esto pueda volver a suceder.
Es verdad que, cuando vas a los detalles del informe, las conclusiones no son 100% claras: las apunta, pero dice que tiene que seguir habiendo una investigación.
Seguimos anticipando otra serie de meses para poder llegar a las conclusiones finales.
El informe apunta a ese origen multifactorial, pero no define exactamente qué es lo que ha pasado ni las consecuencias, y lo deja abierto a seguir investigando.
¿Y qué papel debe jugar el bombeo reversible en la estabilidad de la red?
Para nosotros, el almacenamiento en general y el bombeo reversible en particular juegan un papel clave y estratégico.
Según la Asociación Internacional de la Energía, el 90% del almacenamiento mundial es por bombeo; es una tecnología probada y clave para la integración de las renovables y la estabilidad de la red.
Sin embargo, tenemos que dar las señales adecuadas desde el punto de vista del permitting.
Un proyecto de bombeo puede tardar entre 8 y 10 años entre concesión de aguas y construcción; es necesario agilizar esos plazos, cumpliendo siempre con toda la legislación medioambiental, para acompasar la necesidad de la red con la realidad actual.
Por otro lado, hablamos de inversiones masivas -en nuestro caso, 400 millones de euros- y se necesitan señales de precio adecuadas para que se materialicen.
Como promotores, no esperamos que nos garanticen la rentabilidad al 100%, pero sí necesitamos un horizonte claro y estable para tomar decisiones de inversión.
En este sentido, los pagos por capacidad son un mecanismo que llevamos mucho tiempo discutiendo y que podría ayudar a que los proyectos tengan unos objetivos de rentabilidad que los hagan financiables.
