PREGUNTA.- Se cumple un año de su puesto en la presidencia de Enagás. ¿Qué balance hace de este año de actividad?

RESPUESTA.- El balance de este primer año como Presidente de la Compañía ha sido muy positivo. Ha sido un año de mucho trabajo marcado por el Plan Estratégico y el interés por alcanzar los objetivos que en él se han establecido, entre los cuales el más importante, y que es el fin del propio Plan, es garantizar la seguridad del suministro en cualquier circunstancia.

A lo largo de todo el 2007 también se han agilizado los trámites administrativos de todos los proyectos que teníamos previstos o que ya estaban en marcha que suponen un importe que supera los 2.000 millones de euros.

PREGUNTA.- Durante el último año, ha visitado cada una de las Comunidades Autónomas para escuchar sus necesidades en materia de infraestructuras gasistas. ¿Cómo son las relaciones en el ámbito institucional con las Comunidades Autónomas, y las Corporaciones Locales y como influyen en todo el proceso de generación de infraestructuras? ¿Cuáles van a ser las actuaciones más significativas previstas por Enagás? ¿Cuáles son los compromisos en materia de inversiones que ha establecido?

RESPUESTA.- Las relaciones que mantiene la Compañía con las Administraciones tanto autonómicas como locales son muy fluidas. A la hora de configurar los documentos de planificación, son agentes muy importantes, así como en los procesos posteriores en emisión de informes, autorizaciones… etc. y, en general, en todos los trámites administrativos.

Además desde el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio -en concreto la Secretaría General de Energía- se ha potenciado la creación de un Comité de Seguimiento de las Infraestructuras, que se reúne cada dos meses y al que asisten representantes tanto del Ministerio de Industria como del de Medio Ambiente, de los operadores del Sistema e incluso de administraciones autonómicas y locales para estudiar el estado de los proyectos e impulsar su agilización.

Las actuaciones más significativas previstas por Enagás son las que establece el Plan Estratégico, que prevé una inversión de más de 4.000 millones de euros hasta 2012, y que también señala los compromisos en materia de inversiones. Entre ellos están el desarrollo de las plantas de regasificación, el de las conexiones internacionales, la creación de una red de transporte más mallada y el incremento en la capacidad de almacenamiento subterráneo. Con todo ello, lo que se pretende es el aumento en la diversificación de las fuentes de aprovisionamiento y el incremento en la seguridad del suministro.

Este plan se revisará incrementando las infraestructuras a construir una vez que se presente la nueva Planificación que previsiblemente se aprobará en el primer trimestre de este año.

PREGUNTA.- Al igual que la instalación de infraestructuras eléctricas produce un alto grado de rechazo entre la población más próxima a los emplazamientos de esas infraestructuras, se están experimentando focos de rechazo a las plantas de regasificación de Gas Natural Licuado. ¿Qué mensaje dirigiría a los colectivos que se sienten amenazados por la proximidad de estos sistemas? ¿Tienen problemas para abrirse camino?

RESPUESTA.- Aunque parece lógico que la población muestre respeto hacia las plantas de regasificación, para Enagás es primordial que el suministro de gas natural se realice con total seguridad. Y, hoy por hoy, podemos garantizar que nuestras infraestructuras son totalmente seguras y compatibles con la actividad de la zona en la que se ubican.

PREGUNTA.- ¿Valora como positiva la existencia de una cierta sobrecapacidad en las instalaciones gasistas y del transporte? ¿Bajo que parámetros o condiciones?

RESPUESTA.- La holgura en la capacidad en las instalaciones gasistas y de transporte es fundamental para la flexibilidad del Sistema. En un día de demanda punta se puede llegar a duplicar la demanda de uno de los días de bajo consumo del año. Por este motivo hay que estar preparados con las infraestructuras necesarias para atender las puntas de demanda. La holgura del Sistema Gasista —diferencia entre la capacidad del sistema y su grado máximo de ocupación— fue del 14% en 2007.

PREGUNTA.- ¿Qué balance podría realizar del proceso de separación de la actividad de transporte de la de operador de Sistema (TSO) operado en el gas, que usted ha impulsado tras la reforma de la ley de hidrocarburos?

RESPUESTA.- El pasado 18 de octubre, el Consejo de Administración de Enagás aprobó una nueva estructura organizativa para adaptarse a las exigencias legislativas. Entonces se constituyó la Dirección General de Operación y Gestión Técnica del Sistema para hacer efectiva la separación orgánica y funcional de las funciones de Gestor Técnico del Sistema con respecto a la actividad transportista de la Compañía.

PREGUNTA.- Actualmente está en construcción la planta de regasificación de El Musel, en Asturias. Además de ésta y la de Reganosa, qué otras plantas de regasificación y almacenamiento están previstas?¿Sería necesario que también se generase sobrecapacidad en las estructuras en zonas geográficas como Levante, Cartagena, etc.…?

RESPUESTA.- Las infraestructuras necesarias se recogen en la Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2002-2011 y en su revisión 2005-2011, y se actualiza en los sucesivos documentos de la Planificación Obligatoria. Esto se hace teniendo en cuenta las necesidades previstas para los próximos años. La regasificadora de El Musel está incluida en la Planificación por la importante demanda prevista en la zona, impulsada especialmente por las centrales de ciclo combinado allí previstas.

Ahora las infraestructuras que se están planificando y construyendo tienen como objetivo poder atender la demanda de gas natural en todas las circunstancias.

Además cuanto mayor sea el porcentaje de las energías renovables en la cesta energética, más necesaria será la red de alta presión de gas natural para que pueda ser utilizado como backup. Por ejemplo, si por falta de viento se deja de producir electricidad a partir de energía eólica, el Sistema tiene que ser capaz de impulsar inmediatamente todo el gas necesario para generar electricidad a través de las centrales de ciclo combinado.

Actualmente el gas natural juega un papel fundamental como alternativa ante la irregularidad de otras energías, y es por ello que es necesario que exista una cierta holgura del sistema gasista capaz de compensarlo.
Respecto a las plantas de regasificación, Enagás está ampliando las plantas de Barcelona, Cartagena y Huelva y próximamente empezará la construcción de la Planta de El Musel en Asturias para así reforzar la estructura de aprovisionamiento de la Península.

Y en cuanto a los almacenamientos, el de Yela, en Guadalajara, es uno de los que están previstos, y además se considera muy importante puesto que será clave para garantizar el suministro de gas natural al Centro de la Península. Además, Eurogas Corporation, el Grupo ACS y Enagás firmaron un acuerdo en el mes de diciembre para impulsar el Proyecto Castor de Almacenamiento Subterráneo de gas natural, en la provincia de Castellón.

PREGUNTA.- Teniendo en cuenta la evolución de las infraestructuras gasistas en España –este tipo de sistemas se construyen para largos plazos de tiempo-, ¿cuál prevé que sea el papel del gas natural en el mix energético español en el medio plazo?

RESPUESTA.- El porcentaje de gas natural consumido con respecto a la cesta energética fue en 2006 del 21,5% que si se compara por ejemplo con el 12% del año 2000 da una idea del fuerte crecimiento que ha experimentado el gas natural como fuente de energía primaria en España. Parece que esta tendencia seguirá vigente, aunque no en porcentajes tan elevados. Ahora bien, en la medida en que se potencien las energías renovables, el papel del gas natural será cada vez mayor ya que es una energía sustitutiva de otras, tanto renovables como tradicionales, que pueden presentar situaciones de escasez al depender de otros factores.

PREGUNTA.- Cuantitativamente hablando, ¿cuánto ha mejorado la seguridad de suministro en España como consecuencia de, por un lado, la capacidad de almacenamiento de GNL, y por otro, la diversidad de fuentes de aprovisionamiento?

RESPUESTA.- Podemos decir que la mejora en la seguridad de suministro de gas natural en España ha sido de enorme consideración, gracias fundamentalmente al desarrollo de infraestructuras que nos permiten una mayor holgura en Sistema. La ampliación de las plantas de regasificación así como la construcción de nuevas terminales permite diversificar el aprovisionamiento porque al traer el gas en barco puede llegar desde cualquier origen.

Además están en proyecto almacenamientos subterráneos, que contribuyen especialmente a garantizar la seguridad del suministro.

PREGUNTA.- A lo largo del mes de diciembre se han batido varios récords consecutivos de demanda de gas natural, favorecidos parcialmente por la indisponibilidad de otras tecnologías de generación pero también por un innegable de aumento de demanda a escala nacional. ¿Qué lectura puede hacer de esas cifras? ¿Qué puede esperarse para este año?

RESPUESTA.- fectivamente en el pasado mes de diciembre por primera vez, y en cuatro ocasiones, se superó el techo de 1.800 GWh de demanda diaria de gas natural. En concreto el 17 de diciembre se alcanzó una demanda récord de 1.863 GWh, que supone un incremento del 12% con respecto al máximo del invierno anterior. Y en todo 2007 la demanda alcanzó los 408.300 GWh, lo que supone un incremento del 4,3% con respecto a 2006. Enagás atendió la demanda en todas las situaciones con normalidad.

La lectura que podemos hacer de estas cifras es que el gas natural es imprescindible en el mix energético español.

PREGUNTA.- Aunque España cuenta con más de 10 países proveedores de gas, una parte importante del gas que recibimos procede de Rusia y de Argelia.

RESPUESTA.- Efectivamente las principales reservas de gas natural en el mundo se localizan en Oriente Medio y en los países de la antigua URSS. En España el suministro está muy diversificado y el gas procede de más de 10 países, entre los que se encuentran Argelia, Nigeria, Egipto, Libia, países del Golfo Pérsico, Noruega, Trinidad y Tobago, etc.

PREGUNTA.- ¿Cuál es su opinión en lo que es debería ser el mix energético de España en un contexto de competitividad económica combinada con seguridad de suministro y respeto al medio ambiente?

RESPUESTA.- El mix energético en España requiere compatibilizar la seguridad en el suministro con el respeto por el medio ambiente. En nuestro caso, la protección y el respeto por el medio ambiente es uno de los compromisos de Enagás, que se tiene en cuenta en todas las acciones de la empresa, y que quedó plasmado en 2005 cuando se aprobó el tercer Plan Estratégico de Medio Ambiente, cuya vigencia llega hasta el 2010.

PREGUNTA.- Cuáles deben ser las líneas maestras del desarrollo de un mix de generación en Europa? ¿Qué papel debe jugar la energía nuclear? ¿Y las energies renovables?

RESPUESTA.- El mix concreto de generación es responsabilidad de los Estados Miembros y de la Industria. Sin embargo, dentro de esta norma general, está en el interés de la seguridad de suministro y el desarrollo económico y medioambiental de todos los Estados miembros que el suministro de combustibles para el sector de generación eléctrica sea diverso, competitivo, seguro, eficiente y sostenible.

En este punto, es esencial que las fuentes de energía renovables todavía desconocidas se utilicen mejor. Por esto, todos los estados miembros acordaron en 2001 que la participación de la energía renovable en la generación eléctrica debería elevarse al menos hasta el 21% para el año 2010.

También existe un acuerdo general sobre que el sector de la generación de electricidad debe aumentar todavía más su inversión en energías renovables como parte de la estrategia de la Unión Europea para ayudar a alcanzar el nuevo objetivo de política energética, y especialmente que la energía renovable debería tener un peso del 20% en el mix energético europeo para 2020. La producción renovable descentralizada, y a pequeña escala, también es algo que debe fomentarse.

Los altos costes de las nuevas tecnologías han sido en el pasado un desincentivo para la inversión en renovables. Hoy, no obstante, el creciente precio de petróleo y gas, los costes de la lucha contra el cambio climático y las perspectivas de unos precios más altos del carbón están haciendo más competitiva económicamente la energía renovable.

La energía nuclear tiene un papel importante en el mix de generación de la UE. Proporciona alrededor de un tercio de la electricidad en toda la Unión. La alternativa de la energía nuclear debe permanecer entre los Estados Miembros, pero el conjunto de la UE tiene interés en la generación nuclear segura y en encontrar una solución al problema de los residuos.

Por ello, la UE debe continuar apoyando los esfuerzos de la industria nuclear para alcanzar altos niveles de seguridad y para desarrollar formas de gestionar y deshacerse de los residuos radiactivos. Ya se ha llegado a una aproximación común al problema y me satisface que recientemente se haya compuesto el Grupo de Alto Nivel sobre seguridad nuclear y gestión de residuos, así como un Foro Nuclear, que se compone de todos los accionistas privados y públicos de la industria, que acaba de empezar a trabajar en Bratislava.

El mix definitivo de generación será decidido por los mercados, mediante las inversiones de la industria y las opciones que elijan los consumidores. Por ello, es importante que el mercado sea capaz de funcionar correctamente. Dentro de este sistema, instrumntos de políticas públicas, como por ejemplo objetivos determinados o una regulación independiente, deben promocionar un marco político estable y predecible para productores, suministradores y consumidores.

PREGUNTA.- ¿Cuáles son las expectativas de la nueva directiva europea en lo que respecta a las energías renovables y cómo puede esto contribuir a la armonización comunitaria de las políticas en torno a estas tecnologías de generación?

RESPUESTA.- El objeto de la directiva es promover un mayor uso de la energía renovable en la Unión Europea y en cada Estado Miembro. La explotación de las energías renovables no sólo contribuye al desarrollo sostenible y a la seguridad de suministro energético, sino también al desarrollo de una industria basada en el conocimiento, la creación de empleo, el crecimiento económico y el desarrollo del entorno rural.

El objetivo de un 20% de renovables para 2020 también derivará en una reducción de los gases de efecto invernadero. Los objetivos obligatorios deberían proporcionar al negocio de las energías renovables la estabilidad a largo plazo que necesitan para poder tomar las decisiones de inversión correctas.

El comercio de la energía producida por Fuentes renovables entre Estados miembros aumentaría la flexibilidad y crearía las oportunidades para reducir el coste de alcanzar esos objetivos. Esto podría verse facilitado por unos criterios europeos estándar para el diseño y comercio de garantías de origen para la electricidad renovable y la producción de calor. A cambio, esto animaría a una mayor coordinación de sistemas nacionales de apoyo, pero sin requerir una armonización en este punto.

Pero además, una serie de políticas nacionales y regionales, como por ejemplo las exigencias para el uso de energía renovable en nuevos edificios, han derivado en un considerable aumento del uso de energías renovables y la directiva buscará extender esa tan buena práctica.

PREGUNTA.- ¿Cómo valora el proceso de liberalización y separación de actividades en el mercado español? ¿En qué aspectos es posible mejorar?

RESPUESTA.- La Comisión considera que el proceso de separación de actividades de transporte y generación que se ha producido en España ha tenido consecuencias positivas sobre el entorno competitivo. Esto es particularmente cierto en el caso del gas, pues el mercado español del gas sí puede considerarse globalmente competitivo, con muchos nuevos entrantes en los últimos años.

En el caso de la electricidad, esto no es tan claro. En opinión de la Comisión, la existencia de unos precios regulados para todos los consumidores, incluyendo aquéllos intensivos en el uso de la energía, ha disuadido a varias compañías de la idea de entrar en el mercado y competir con los agentes actuales del mercado. Esto lo confirma el descenso en la cuota de electricidad vendida a precio de mercado frente a la electricidad vendida a precios regulados durante los dos últimos años.

PREGUNTA.- Actualmente, uno de los proyectos más importantes que la UE está llevando a cabo es precisamente la separación de actividades de generación y transporte. En este sentido, y teniendo en cuenta los incidentes acontecidos en Barcelona, ¿cuál cree que es el modelo más razonable para las actividades de transporte, el TSO o el ISO? ¿Cuál es su opinión sobre el rechazo de algunos países a la hora de aplicar esta separación de actividades?

RESPUESTA.- Es cierto que la separación de las redes es una de las piedras angulares de la propuesta de la Comisión para los sectores de electricidad y gas.

Respecto a los incidentes de Barcelona, la Comisión entiende que probablemente están relacionados con una falta de inversión suficiente. De hecho, los datos de los países que han efectuado la separación de la propiedad demuestra que la inversión en redes se ha incrementado de forma generalizada una vez que la separación se hace efectiva.

Por lo tanto, incidentes como los de Barcelona tienen menos probabilidades de ocurrir en países con separación de propiedad y aquellos con compañías verticalmente integradas. Una separación clara entre las actividades de transporte y generación, tal y como las que se dan tanto en la separación de la propiedad de las redes como en el sistema de Operador Independiente del Sistema, o ISO, junto a una fuerte supervisión regulatoria a escala nacional y europea, debería de asegurar esto.

La Comisión ha demostrado la buena salud de los razonamientos que justifican su propuesta, especialmente a través de un informe detallado sobre sus impactos. Ya está claro que el status quo no es una alternativa viable, mientras que la Comisión adoptó una aproximación abierta a esta cuestión proponiendo dos opciones: una separación total y el Operador Independiente del Sistema. Mientras que algunos países rechazan la opción de la separación, también merece la pena destacar que la mayoría de Estados Miembros, así como el Parlamento Europeo, han expresado su posición favorable a las propuestas de la Comisión.

PREGUNTA.- ¿Cuál es su opinión sobre el papel de Mario Monti en las redes de interconexión de alta tensión entre España y Francia? ¿Cuánto tiempo cree que llevará solucionar ese problema?

RESPUESTA.- Personalmente he elegido a Mario Monti por su experiencia en la gestión de asuntos complejos, y la interconexión de redes de alta tensión entre Francia y España es definitivamente una cuestión complicada.

Monti ha recibido un mandato de cuatro años, renovable, pero obviamente espero que se llegue a un resultado antes de esa fecha. Sin embargo, dado lo complejo de la cuestión, y especialmente la oposición de la población local, creo que es necesario un trabajo de calidad en lo que se refiere a la información y explicación de los beneficios de un proyecto semejante.

La misión del coordinador será, por tanto, muy importante para facilitar el diálogo político y técnico entre ambos Estados Miembros, así como con las autoridades locales, para ayudarles a superar las dificultades que puedan surgir más adelante. El objetivo principal es conseguir que este proyecto sea socialmente aceptado -sobre todo lo referente a su sostenibilidad medioambiental- en ambos lados de la frontera y mediante la definición de una ruta común en ambos países.

PREGUNTA.- ¿Qué papel podrían jugar los biocombustibles en la reducción de la dependencia europea del petróleo? Algunos expertos mantienen que esta fuente energética requiere más energía para su producción de la que finalmente se obtiene de ella (balance negativo), y , además, que el origen de estas fuentes de energía está en el petróleo… ¿Cuál es su opinión al respecto?

RESPUESTA.- Existe una necesidad clara de que la UE reduzca su dependencia del petróleo. Esto es necesario tanto desde el punto de vista del incremento de la seguridad de suministro energético como de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Aparte de la reducción de la demanda, los biocombustibles son la principal herramienta disponible a día de hoy para conseguir reducciones a gran escala en el uso de petróleo en el sector del transporte.

En el proceso de producción de biocombustibles se necesita parte de energía fósil. La visión general de los expertos es que el balance energético conjunto de los biocombustibles es positivo. Adicionalmente, la fuente de la energía fósil empleada en el proceso de producción es mayoritariamente gas natural o carbón. Sólo se emplean pequeñas cantidades de productos petrolíferos. Aunque esto puede no suceder en el 100% de los casos, sí ocurre en el 90-95%.

PREGUNTA.- La fabricación de biopetróleo consume CO2 pero, ¿en qué cantidad? ¿Cuál es su potencial para reducir el exceso de CO2 producido por el hombre?

RESPUESTA.- 55.000 toneladas por hectárea. Una hectárea produce 30.000 toneladas de biomasa, lo que convertido a energía eléctrica corresponde a 10 MW por hectárea.

PREGUNTA.- ¿Cuánto petróleo podría llegar a sustituir este petróleo alternativo?

RESPUESTA.- Partiendo de una hectárea, nosotros producimos unas cantidades que corresponden a aproximadamente 22 toneladas de biopetróleo al año. Haciendo una extrapolación, en un país como España, calculamos que aproximadamente con 80 kilómetros cuadrados se podría cubrir toda la demanda de petróleo de España, aunque son cifras que habría que verificar.

El secreto está en la alta concentración. Nosotros no hemos inventado el cultivo de algas, eso existe desde hace mucho tiempo, pero es necesario llegar a una concentración muy alta a través de una tasa de reproducción muy rápida. Siempre he dicho que producir energía a base de gastar una mayor cantidad de energía en su producción es un proceso que no vale la pena. El balance tiene que ser positivo.

PREGUNTA.- ¿Y en qué medida es positivo el balance energético del biopetróleo que fabrica Biofuel Systems?

RESPUESTA.- A lo largo de todo el proceso, absorbemos un 15% de toda la electricidad que producimos. Es un índice muy alto, y por eso no queremos que se nos compare con cualquier sistema de cultivo de algas, o de biorreactores. Nuestro aparato no es un biorreactor, sino un bioacelerador, porque se acelera un proceso pero no se produce ninguna reacción.

PREGUNTA.- ¿Cuáles son las materias primas que precisa la producción de biopetróleo?

RESPUESTA.- Principalmente agua, CO2, algas, luz y nutriente para las algas. Pero las principales materias primas son la luz solar y el CO2. Las algas actúan como transportador dentro de nuestro catalizador. Lo que hace nuestro sistema es seguir el ciclo del carbono, captación y reconversión del CO2. Pero la forma más eficiente de conseguirlo es utilizando un tipo de alga determinado y confinarlo en unas condiciones muy concretas. Por ello, los océanos tienen un potencial energético tremendo con toda la biomasa que contienen, pero no tienen la concentración necesaria para convertirla.

PREGUNTA.- ¿A qué combustible equivale el producto que obtiene Biofuel Systems?

RESPUESTA.- Cuando establecemos una comparación con otros biocombustibles, volvemos en todos los casos al principio energético de conversión de CO2 mediante la fotosíntesis, ya sea mediante árboles o plantas terrestres o cualquier otra planta. El problema que presentan las plantas terrestres es que su factor de concentración lleva demasiado tiempo (seis meses, un año). Nosotros efectuamos este proceso de concentración en ocho horas. Cada ocho horas, el proceso se divide, y así sucesivamente, con lo cual el tiempo en el que se consigue la misma concentración de CO2 es muy pequeño.

En cualquier caso, el producto que obtenemos es prácticamente idéntico al petróleo convencional, y de él se puede obtener gasolina, keroseno, diésel, nafta, etcétera.

PREGUNTA.- ¿Cuánto tarda el proceso completo desde que introducen la materia prima en un bioacelerador hasta que se obtiene biopetróleo?

RESPUESTA.- Nosotros introducimos en el bioacelerador una pequeña cantidad de algas. Hasta que se obtiene una concentración muy alta se tarda un par de semanas. Una vez que se ha llegado a este nivel de concentración, el proceso se va a reproducir cada 24 horas.

PREGUNTA.- Estamos hablando de energías limpias, pero todos los biocombustibles emiten CO2. ¿Cuál es el nivel de emisiones de este combustible?

RESPUESTA.- Cada combustión, cada oxidación, produce CO2, de eso no se libra ningún combustible. En este sentido no somos mejores que el bioetanol o el biodiésel. Pero nosotros hemos realizado una recuperación de CO2 en un proceso de 24 horas, de forma que cuando se produzca la combustión en el motor de un automóvil, el balance va a ser cero. La ventaja del biopetróleo está, más que en la combustión, en su proceso de creación, ya que absorbe cantidades significativas de CO2.

No se puede pretender que una combustión no emita CO2. Cada proceso de combustión de carbono emite casi lo mismo. Se sabe que el petróleo se ha formado mediante un proceso similar al nuestro, en el sentido de que el CO2, como ya se ha comprobado, es una materia prima del petróleo, así como las microalgas, que mediante un proceso bacteriológico se han fosilizado y descompuesto. Pero el petróleo ha tardado millones de años en formarse, y el biopetróleo tarda sólo unas pocas semanas.

Si se hubiera utilizado este biopetróleo desde el principio, reciclando el CO2 que la industria y el transporte ha ido emitiendo, no tendríamos el problema que tenemos ahora. No pretendemos cambiar la situación que está, creemos que no se puede recuperar el CO2 que está en la atmósfera, pues necesitaríamos emplear mucha más energía, y por tanto contaminar más, para conseguirlo.

Ese proceso, sin embargo, y a lo largo de un muy amplio período de tiempo, lo llevarán a cabo los mares, que son capaces de absorber alrededor de 450.000 millones de toneladas de CO2 al año, y producen 300.000 millones de toneladas de oxígeno. Lo que nosotros tenemos que hacer es reciclar inmediatamente todo el CO2 que se produce, evitar que se produzca más.

PREGUNTA.- Sobre la seguridad de suministro… Si esta alternativa se presentase a gran escala en España, ¿cómo podría afectar a la balanza del mix energético?

RESPUESTA.- Creo que a nivel geopolítico, el sistema de producción de biopetróleo puede introducir grandes cambios. Nosotros tampoco queremos hacer demasiado ruido, pues no vamos a cambiar en el corto plazo la producción energética de España. Eso se hará progresivamente, se tratará de un proceso de recambio gradual.

PREGUNTA.- ¿Para cuándo está prevista la aplicación industrial?

RESPUESTA.- Estamos preparando una planta de 10 MW para enganchar directamente a la red eléctrica, pero hay mucha más demanda. Como no podemos cubrir solos este mercado, han surgido socios para apoyar este proyecto y aportar un soporte industrial, porque necesitamos una cantidad importante de aparataje.

PREGUNTA.- ¿Qué precio podemos esperar por un barril de biopetróleo, frente a uno de petróleo convencional?

RESPUESTA.- Ahora mismo podríamos estar en el entorno de los 40 euros por barril, aunque son cifras muy conservadoras. Claro que cualquier producción a gran escala reduce considerablemente los costes.

PREGUNTA.- ¿Cuál es la posición de CEEES sobre la obligación de biocarburantes que Industria tiene intención de fijar (un 5,83%), con idénticos porcentajes para biodiésel y bioetanol?

RESPUESTA.- Habría que centrarse más en la postura de los propios fabricantes, los operadores, más que en la postura del CEEES, porque son ellos los que están sufriendo directamente las transformaciones de sus plantas, y nosotros somos el canal de venta. A nosotros el biocarburante nos llegará de todas formas, pero nos gustaría que los operadores petrolíferos tratasen de que ese carburante se consuma en el Estado español, y no estuvieran importando, como creemos que se está haciendo. Desde CEEES preferiríamos que todo ese mercado se estableciera dentro, aunque nuestra valoración es buena. También nos gustaría que se manifestaran los fabricantes de vehículos. No sabemos qué va a ocurrir entre el 31 de diciembre de 2009 y el 1 de enero de 2010, cuando la mezcla será obligatoria, y a día de hoy, según los fabricantes, muchos vehículos no aceptan biodiésel.

PREGUNTA.- En los últimos años, el parque automovilístico español ha sufrido un proceso de dieselización, lo que hace que el diésel sea el carburante más demandado. ¿Creen que, en estas circunstancias, debería de imponerse un porcentaje concreto para cada carburante, o debería permitirse a los operadores que tengan flexibilidad para cumplir con ese objetivo?

RESPUESTA.- Hay una falta de regulación en ese sentido. Actualmente se está legislando sobre las especificaciones que debe cumplir el biodiésel puro (100% aceite) y el biodiésel como máximo al 5% de mezcla en gasóleo, porque hasta ese porcentaje se considera aditivo. Todo lo que hay entre esos dos parámetros está sin legislar. Preferiríamos que se legislara si se ha de mezclar, la mezcla concreta que se ha de utilizar, porque a día de hoy, cada productor está produciendo de una manera; unos al 10%, otros al 20%. Ahí existe un vacío legal del que se están aprovechando muchos productores, para intentar comercializar su producto, argumentando que es el más recomendable, cuando no hay una legislación que ampare eso.

En cuanto al bioetanol, es cierto que hay que comercializarlo en un porcentaje muy bajo, porque los motores sí hay que prepararlos para que lo consuman. Si alguien quiere consumir bioetanol en un alto porcentaje, ha de cambiar el vehículo.

PREGUNTA.- Sobre la experiencia de los usuarios, ¿han visto que el consumidor sea, en líneas generales, más reacio a utilizar biocarburantes?

RESPUESTA.- Mucha gente se sorprendería de la cantidad de usuarios que se muestran dispuestos a consumir si hay una seguridad en cuanto a criterios de producción, homogeneidad de producto en las diferentes estaciones de España. Hay clientela de todo tipo. Hay bastantes clientes favorables a consumir biocarburante, aun siendo más caro que el combustible fósil, aunque esto no es habitual.

PREGUNTA.- Entonces, ¿el combustible con mezcla de bioetanol o biodiésel es más caro?

RESPUESTA.- Lo normal es que sea más económico. Los biocarburantes cuentan con unas exenciones fiscales que les permiten, hoy, ser más económicos. Pero aun así, si por motivos de compra del aceite virgen, el precio de ese aceite elevara lo suficiente el producto final como para que se situara en una posición desfavorable en cuanto al combustible fósil… se notaría una disminución en el consumo, aunque seguiría habiendo gente que lo consumiera.

PREGUNTA.- ¿Cómo describiría la relación de las petroleras con los empresarios de gasolineras?

RESPUESTA.- Podría describirse como una relación de amor-odio. Muchas estaciones de servicio necesitan a un operador petrolífero para poder trabajar, por su situación geográfica, o por su tipo de clientela, y otros están deseando perderlos de vista porque los contratos que tienen con ellas son leoninos, en algunas ocasiones. Esto implica aceptar unas condiciones de un “superior”, que impone sobre algo que no es suyo. Todavía existen contratos que heredan muchas características de cuando esto fue un monopolio, y de ahí se derivan muchas malas relaciones que hoy existen. Hay que tener muy en cuenta que el mercado de las estaciones de servicio independientes está aumentando considerablemente. Las instalaciones son las mismas y el mercado es exactamente el mismo.

PREGUNTA.- Sobre la mezcla de biocarburantes en las estaciones de servicio, la AOP se ha mostrado contraria. ¿Cuál es su postura al respecto?

RESPUESTA.- Permitir que en una estación de servicio se mezcle un biocarburante con un combustible fósil supondría grandes diferencias entre la mezcla, o el combustible resultante, entre las distintas estaciones de servicio. Si se está tratando de legislar una mezcla concreta, homogénea, y que cumpla unas especificaciones técnicas homogéneas, la mezcla en las estaciones de servicio iría contra ese objetivo. Entiendo que los operadores quieran estar tranquilos en cuanto a la necesidad de comercializar un producto único para todos. De lo contrario, no habría una muestra en el mercado de biocarburante lo suficientemente fidedigna como para fiarse.

PREGUNTA.- ¿Cómo valoran en CEEES la actuación de las gasolineras pertenecientes a grandes centros comerciales, que aplican descuentos al producto?

RESPUESTA.- Sobre la política comercial que llevan estas empresas, hay que tener en cuenta que ellos están utilizando este nuevo producto o servicio como un reclamo más para que el consumidor vaya a sus instalaciones a consumir otro tipo de servicios o bienes. Sobre el muestreo que hay en cuanto a litros-precios, creemos que lo que están haciendo es desestabilizar, pues la política comercial que ellos llevan no es real frente a lo que realmente está ocurriendo -subidas del barril de petróleo, IPC, etcétera-.

PREGUNTA.- ¿Qué opinan de la obligación impuesta por el Ministerio de Industria de informar puntualmente sobre los precios de las gasolinas?

RESPUESTA.- Eso lleva algunos años en marcha. Nosotros hemos de comunicar semanalmente los precios, y también cada vez que haya una modificación. La pretensión de la administración es hacer un pequeño sondeo sobre los niveles de precios para que el usuario pueda beneficiarse del mejor precio disponible. Pensamos que es una herramienta más de control del sector.

PREGUNTA.- Ustedes valoran de forma positiva las nuevas medidas que impulsa la Comisión Europea para la liberalización del sector gasista. ¿En qué consisten? ¿Cómo contribuyen a que sea un mercado más liberalizado? ¿Por qué existen reticencias en determinados países?

RESPUESTA.- El objetivo que persigue la Comisión con el tercer paquete de propuestas en materia de política energética es lograr una apertura real de los mercados de gas y electricidad en todos los países de la Unión Europea, que implante efectivamente un marco homogéneo para el mercado interior de la energía. La industria española del gas apoya estas propuestas, que en parte han tomado como referencia el modelo gasista español que las tiene ya en funcionamiento con resultados satisfactorios.

Entre las principales medidas que propugna la Comisión destaca una efectiva separación entre la gestión de las redes y las actividades competitivas. Sin ella, hay un riesgo inherente no sólo de discriminación en la operación del sistema gasista, sino también de falta de incentivos de las empresas verticalmente integradas para invertir lo adecuado. La mejora del acceso a los almacenamientos y terminales de GNL, y la limitación de las infraestructuras exentas de esta obligación de acceso son otras de las medidas que persigue este organismo.

A nivel de relaciones entre estados, la Comisión propugna una cooperación eficiente entre los gestores europeos de sistemas nacionales de transporte, el reforzamiento de los reguladores energéticos nacionales, y la implantación de una cooperación mutua entre ellos mediante una Agencia de Cooperación de los Reguladores de Energía.

Otra medida a destacar es la exigencia a las empresas extracomunitarias que quieran actuar en el mercado energético europeo del cumplimiento de las mismas normas de competencia y el establecimiento de convenios bilaterales.

En definitiva, el objetivo de la Comisión es el avance gradual efectivo hacia un mercado europeo para los clientes pequeños: residenciales y pymes, así como la consecución de una solidaridad interna en caso de necesidad y una mayor seguridad de suministro.

Las medidas de la Comisión Europea encuentran eco favorable en los países de la Unión Europea que hemos avanzado firmemente en la liberalización del mercado (Reino Unido, España, Holanda …). Pero también encuentran resistencias serias por parte de algunos países, entre ellos Alemania y Francia, que si bien sobre el papel han cumplido la legislación vigente, sus modelos difieren de forma sensible con las medidas que propugna la Tercera Directiva.
Junto con el Reino Unido, somos el mercado más abierto, si bien en nuestro país con el mérito añadido de no disponer de la producción nacional de gas que le ha asegurado la autosuficiencia a Gran Bretaña hasta muy recientemente.

PREGUNTA.- ¿Cómo ve las relaciones de la Unión Europea con Rusia en el ámbito gasista? ¿Y con Argelia?

RESPUESTA.- Argelia es un país con importantes reservas de gas natural y que, con el paso de los años, ha fortalecido el sistema de explotación y gestión de este combustible. Argelia, a través de su compañía pública, establece contratos con compañías de otros países en un ámbito estrictamente privado. Este hecho no afecta a los suministros que recibe España de este país, sometidos a contratos de larga duración. Actualmente, el 32% del gas que consumimos proviene de Argelia (cerca de 12 puntos por debajo del porcentaje correspondiente a 2005, que era del 43,7%) y el resto está diversificado en 8 países más. España es el país Europeo más diversificado en relación con el aprovisionamiento de gas.

Por otro lado, en relación con el mercado Ruso, si bien es el responsable del abastecimiento gasista de buena parte del continente europeo, su gas no llega a nuestro país. Rusia exporta la mayor parte de su combustible a través de gasoductos que nutren el mercado centro europeo. Del total de gas natural que importa España, el 69% llega a través de buques metaneros y el 31% restante, vía gasoducto.

En este contexto, las relaciones de la Unión Europea con Rusia (que dispone de las mayores reservas de gas del mundo) y con Argelia (principal productor de gas del área mediterránea) seguirán basándose, como hasta la fecha, en un marco de beneficio mutuo y de acuerdos a largo plazo que garanticen el suministro de gas en condiciones competitivas y estables.

PREGUNTA.- Del mismo modo, ¿cómo valoran las relaciones con Argelia y los distintos hechos del último año en este sector en nuestro país, a cuenta de la ampliación de capacidad de comercialización de Sonatrach, la situación del Medgaz, etc…, entre otras cuestiones?

RESPUESTA.- Como he comentado antes, las relaciones con Argelia, a través de su compañía nacional Sonatrach, se mueven en un ámbito privado, con excepciones puntuales que precisan de la intervención de organismos energéticos, como es el caso de la fijación de la capacidad de comercialización de Sonatrach. Una vez más, reitero mi convicción en la consecución de acuerdos razonables.

PREGUNTA.- ¿Podría comentarnos el estado actual de la organización del proceso de ‘switching’ en nuestro país ¿por qué se han creado dos sociedades en el ámbito gasista? ¿Es razonable que esta situación se mantenga? ¿Cómo cree que se puede resolver esta situación?

RESPUESTA.- El proceso de “switching” en el gas —entendido como cambio de suministrador de mercado a tarifa a mercado liberalizado, o cambio de comercializadora ya dentro del mercado liberalizado— se ha desarrollado correctamente en nuestro país. Durante los últimos años, los traspasos de información relativa a clientes entre compañías se han realizado de una manera eficiente. Muestra de ello es nuestro grado de abertura: a día de hoy, el 89% de las ventas de gas se realizan en el mercado liberalizado.

Con el fin de culminar correctamente con el proceso liberalizador, que se inició en el año 2000, el Gobierno, a través de un requerimiento legislativo, ha impulsado la creación de una Oficina de Cambio de Suministrador para el gas y la electricidad, con el fin de establecer procedimientos comunes en estos sectores. Actualmente, las empresas (responsables de la constitución de esta Oficina) se encuentran en proceso para definirla.

PREGUNTA.- ¿Cómo valora la situación de las infraestructuras de almacenamiento de gas en España?

RESPUESTA.- La capacidad de almacenamiento de un país —ya sea a través de almacenamientos subterráneos, como de tanques de gas natural licuado (GNL)— es necesaria para hacer frente a la variación estacional de la demanda residencial, a las variaciones de la demanda para generación de electricidad y para garantizar las existencias mínimas estratégicas de seguridad establecidas por el Gobierno. En relación con este último punto, a día de hoy, la Ley de Hidrocarburos marca unas existencias mínimas de gas de 35 días. Con el fin de cumplir con todas estas premisas, creemos que es necesario un inmediato desarrollo de este tipo de infraestructuras, si bien, los nuevos proyectos planificados prevén incrementos significativos de capacidad.

Recientemente, la Administración ha aprobado la concesión administrativa a Enagás para la explotación del almacenamiento subterráneo de Yela, en Guadalajara, que permitirá un incremento del 50% en la capacidad de almacenaje existente hasta el momento —actualmente, existen dos almacenamientos subterráneos: Gaviota, en la costa de Bilbao y Serrablo, en Huesca. Además, actualmente también podemos hablar de otros 6 proyectos pendientes de realizar. En relación con los almacenamientos de GNL, contamos con los tanques de las 6 plantas regasificadoras que se encuentran en operación.

PREGUNTA.- ¿Cómo valora la situación actual y las previsiones de instalaciones de regasificación?

RESPUESTA.- Como he comentado antes, a nivel estatal existen 6 plantas de regasificación que absorben más del 65% del volumen del gas natural licuado (GNL) que recibe la Unión Europea. Estas centrales están ubicadas en Barcelona, Bilbao, Cartagena, Huelva, Mugardos (Galicia) y Sagunto. Existe una séptima planta en planificación que se ubicará en El Musel (Gijón). Tanto la situación actual como la evolución de los últimos años son muy positivas. España ha pasado de tener 3 plantas en el 2000 a 6 en el 2007, además de los procesos de ampliación de las existentes que se han llevado a cabo.

PREGUNTA.- ¿Cuáles son sus previsiones respecto de la evolución de los precios internacionales del gas?

RESPUESTA.- El 99% del mercado gasista español depende de las importaciones. En este sentido, el nivel de precios vendrá muy marcado por el precio que deban pagar las empresas comercializadoras a los proveedores externos. El precio del gas, a nivel global, se encuentra directamente vinculado al precio del crudo y a la relación euro/dólar.