PREGUNTA.- ¿Cómo valora el marco en el que se desarrolla la actividad de comercialización en España?

RESPUESTA.- A la comercialización le falta todavía mucho desarrollo, estamos en el kilómetro cero. Más cuando en los años 2005 y 2006, todo lo que se había conseguido en el libre mercado, y en la comercialización, sufrió un drástico retroceso por causas como la competencia desleal que significa la existencia de la tarifa regulada.

Es preciso reconocer que en 2007 se han dado pasos firmes para conseguir unas mejores condiciones para la comercialización. Se ha puesto en marcha el MIBEL, la OMIP también está operando, tenemos las emisiones primarias de energía… Se están poniendo mejores cimientos que hace cinco años para que la comercialización sea una realidad.

PREGUNTA.- ¿Cuál es su opinión sobre la política de mantener vigente la tarifa regulada?

RESPUESTA.- La tarifa no encaja en un mercado liberalizado. Si se quiere tener un libre mercado, no puede haber tarifas que lo distorsionen. También se han dado algunos pasos significativos, como que a partir de julio, habrá un segmento de consumidores que tendrán que adquirir su energía en el mercado libre, aunque la baja tensión tenga la opción de ir por completo a tarifa. Si no hay cambios, todos los consumidores de menos de 50 kW contratados podrán acogerse a la tarifa.

La tarifa nos ha sacado de la cancha de juego a los comercializadores. Siendo positivos, pensamos que dentro de quizá seis meses o un año nuestro negocio puede dar un vuelco importante, y ponernos en una situación muy diferente a la que estamos acostumbrados a vivir. La tarifa del régimen especial también es un impedimento para los comercializadores. Si esos productores en régimen especial no contaran con una tarifa, primas e incentivos y tuvieran que vender su energía a un comercializador, habría otra aportación para mejorar el libre mercado. Nosotros, como comercializadores, ¿de dónde vamos a buscar la energía, si está en manos de cuatro empresas en este país, y el régimen especial se acoge a la tarifa? La tarifa distorsiona el mercado y es un impedimento para su desarrollo.

PREGUNTA.- ¿Diría también que la tarifa tiene efectos de distorsión sobre la eficiencia energética?

RESPUESTA.- Sí, sobre muchas cosas. El consumidor no tiene la percepción del coste de la energía. Una familia conoce mejor la factura del teléfono que la eléctrica, sabe cuándo tiene que llamar o dejar de llamar, pero no sabe cuándo tiene que consumir energía o dejar de consumirla. Los planes de precios de la telefonía han hecho que las personas se adapten a esa situación para ahorrar. En electricidad, existe la tarifa nocturna, pero muy pocos consumidores la contratan, porque la diferencia de coste es muy pequeña. La electricidad no es uno de los principales costes para las economías domésticas. Hay economías para las que sí, para las que cada céntimo cuenta. Pero existen muchas economías domésticas que por su alto nivel de consumo son las que más tendríamos que penalizar, como ocurre con el agua si se consume demasiado. Ése es el primer efecto: la tarifa no está trasladando al consumidor el coste real de la energía. Y si estamos preocupados por el cambio climático y la eficiencia energética, es necesario hacer algo al respecto, como conseguir que un menor consumo se traduzca en un ahorro económico. Unas tarifas más altas harían que tanto el mundo industrial como el mundo residencial tuviera una mayor percepción de lo que cuestan las cosas, y buscaría otras maneras de ahorrar. Cuando se trata de dinero, la gente sí entiende.

PREGUNTA.- ¿Cree que esta política es sostenible un año más, teniendo en cuenta que 2008 es un año electoral, y que es quizá un mal momento para cambiar la situación?

RESPUESTA.- Aquí hay algo que muchos en el sector ya hemos convertido en una expresión: “responsabilidad o irresponsabilidad política”. Hablamos de energía, un bien escaso que todos necesitamos, y no puede haber política por medio. Tiene que haber pragmatismo, realidad. Hace un año surgió el rumor de que la tarifa eléctrica iba a subir un 15%, se produjo un rifirrafe político, y finalmente no subió. La tarifa no puede ser un arma electoral. Respecto a si será sostenible, mientras se dé el paso que se ha decidido dar, que es eliminar la tarifa industrial de alta tensión el 1 de julio de 2008, probablemente lo sea.

PREGUNTA.- Sobre el funcionamiento de las VPP, las subastas de energía primaria, ¿cuál es su posición respecto al futuro inmediato de esta figura, y de su ampliación, como viene prediciéndose?

RESPUESTA.- Es un cambio radical, algo totalmente novedoso en España. La valoración es muy positiva, aunque haya cosas que se pueden mejorar. Cuando se adquiere esta energía no se adquiere en firme, es una opción que se tiene para utilizarla o no. Por el momento, el mecanismo para decidir cuándo se va a utilizar o no esa energía es una lotería, porque hace falta acertar cuándo es beneficioso usarla.

Existe una propuesta de mejora que permite que esas opciones se liquiden automáticamente, sin que sea necesario decidir cuándo se quieren ejercer. En ese sentido, esa adquisición de energía será mucho más eficiente que hasta ahora.

En cuanto a su ampliación, creo que es algo positivo y que lo que se debe hacer es permitir que nuevos entrantes puedan comercializar. Eso se tiene que seguir ampliando conforme a lo que está escrito.

PREGUNTA.- Y sobre la normativa sobre la gestión de la demanda, más conocida como servicio de interrumpibilidad, y su efecto sobre las comercializadoras, ¿cuál es su posición?

RESPUESTA.- Esto afecta a los comercializadores porque lo han dejado corto. Es decir, solamente pueden dar ese servicio un determinado tipo de empresas, que son los que tienen más de 5 MW contratados de potencia. Nosotros nos preguntamos por qué ese servicio no lo pueden ofrecer más empresas; puede que haya más empresas interesadas e dar ese servicio, empresas con menores consumos de energía.

Al igual que el régimen especial está siendo controlado por el operador del sistema, REE, a través de unos centros de control o unos despachos delegados, que en este caso podemos ser comercializadores, y Red Eléctrica puede ver esas plantas y actuar sobre ellas en un momento dado si hay alguna restricción técnica, ¿por qué no hacemos lo mismo con los consumidores? A través de un centro de control, un despacho delegado de un comercializador, que ya ha hecho las inversiones, ¿por qué Red Eléctrica no puede hacer lo mismo? Muchas de esas empresas no necesitan tener dispositivos de desconexión sofisticados y caros.

El mecanismo de interrumpibilidad no afecta directamente a los comercializadores, pero sí al consumidor, porque, sabiendo que un número de consumidores pueden hacer este servicio, se está discriminando. Son compañías que podrán dar fácilmente este servicio a través de sistemas ya montados, fáciles de implementar. Lo que supondría dar más posibilidades al sistema para gestionar esa demanda.

PREGUNTA.- ¿Por qué es tan importante la interconexión con Francia y cuáles son los efectos del retraso de esta interconexión?

RESPUESTA.- Porque somos una isla energética. La demanda es inelástica, y tenemos que tener oferta. Pero la oferta es la que hay, y no más, porque no nos interconectamos con otros sistemas. Si una central nuclear se cae, o hay poca hidraulicidad, o no hace viento, aquí los precios se disparan, al no existir una interconexión con otros países que permita hacer ese arbitraje. Una interconexión adecuada y suficiente también da estabilidad a los precios. Una interconexión muy limitada, provocará que ese juego de arbitraje entre un país y otro seá muy limitado y no funcione correctamente. Ampliar esa interconexión dará pie a que haya más oferta, y que el sistema funcione mejor en su conjunto.

PREGUNTA.- El título de su libro, «Y después del petróleo, ¿qué?», es ideal para empezar. ¿Cómo ve el futuro?

RESPUESTA.- Para ver el futuro hay que mirar al pasado, a cómo estábamos antes de la primera crisis petrolífera, y cómo estamos ahora. Se puede concluir que si en los años 70 el petróleo, el gas natural y el carbón, es decir, los tres grandes combustibles fósiles, representaban alrededor del 85% del consumo mundial de energía, en el año 2006 estas cifras no han variado en exceso ni en defecto, son bastante similares. Con una mayor aportación del gas, con una menor aportación del carbón, y también con cierta participación del petróleo, aparte de un incremento de la energía nuclear. Dentro de treinta años la situación será muy parecida, porque no van a desaparecer los combustibles fósiles, y lo que sí se va a producir es un importante incremento de las renovables. Pero no van a ser la gran salvación del mundo, sino sólo una pequeña parte de todo el consumo y producción de energía a nivel mundial. Por tanto la solución energética mundial será un mix de todas y cada una de las energías que en este momento están en movimiento, más la aparición de otros nuevos tipos de energía mediante los cuales va a tener que haber mucha más tecnología, mucha más inversión, y que nos puedan sacar poco a poco de este callejón sin salida.

PREGUNTA.- En muchas ocasiones se ha hablado del final del petróleo como un momento a 40 años vista, pero los nuevos descubrimientos siempre hacen que esa fecha se acabe retrasando. Sabemos que probablemente el cambio climático, el calentamiento de los polos, facilitará el hallazgo de nuevos yacimientos que alejen todavía más esa fecha. Pero está claro que no es un recurso infinito.

RESPUESTA.- Lo que sí está claro es que los grandes hallazgos del petróleo son muy lejanos ya en el tiempo. El primer gran hallazgo fue en el año 1948, cuando se descubrió el pozo de Gabar, en Arabia Saudita, y después, durante la década de los 50 y de los 60 hubo grandes descubrimientos. Pero desde esa fecha hasta hoy en día, el número de descubrimientos no ha sido realmente importante, sino que ha ido en descenso. En los dos o tres últimos años sí se han producido algunos descubrimientos importantes.

El petróleo no es infinito, pero probablemente hay mucho más de lo que creemos. No sería de extrañar que en los próximos años pudiera haber incrementos importantes.

PREGUNTA.- A nivel global, ¿existen cálculos de cuándo llegará ese fin?

RESPUESTA.- A escala global, y si sólo nos planteamos hablar del petróleo convencional, se está hablando de 45 años, pero sólo si se habla de esta clase de petróleo. Si a esto añadimos el petróleo no convencional, y otros posibles pozos que en este momento no están contemplados en zonas donde ni siquiera se ha empezado a buscar, probablemente podríamos multiplicar esa cifra por dos.

PREGUNTA.- Uno de los principales focos de atención recientes son los biocombustibles. Sin embargo, se ha reconocido ampliamente que no son capaces de sustituir al petróleo, porque la capacidad de producción es limitada. ¿Qué cree que pasará con los biocombustibles cuando deje de haber petróleo?

RESPUESTA.- Los biocombustibles hoy en día representan alrededor de 1,5 millones de barriles diarios, sobre un total de consumo de 83-84 millones. La perspectiva es que para dentro de veinticinco o treinta años esta cifra se haya subido a cinco millones de barriles diarios sobre un total de ciento veinte millones de consumo por las mismas fechas. Eso es lo que nos puede dar de sí los biocombustibles. Algo muy limitado, pero hay que tener en cuenta que la solución energética no dependerá de una sola fuente. Todo es necesario y nada es imprescindible.

PREGUNTA.- Las energías renovables enfrentan problemas de desarrollo técnico que se van solucionando gracias a la inversión en I+D. Algunas de ellas tienen la gran ventaja de ser eternas y gratuitas (la solar o la eólica), aunque tienen el inconveniente de que no ofrecen todo el potencial en el momento en que se necesita. ¿Qué papel pueden tener las renovables? ¿Y el aprendizaje sobre el almacenamiento de energía?

RESPUESTA.- Sería muy deseable que toda la energía pudiera proceder de fuentes renovables, pero la realidad es mucho más caprichosa. No se puede dejar todo de la mano del viento, porque el viento sopla cuando quiere. Y, según las estadísticas, y dependiendo de diferentes lugares y regiones, el viento sopla alrededor de unas 2.200 horas al año. Y el año tiene 8.760 horas, por lo que el porcentaje aproximado de funcionamiento es del 25%. Es muy positivo hablar de renovables, pero hay que reconocer las limitaciones de su potencial, sus altos costes -aunque los precios están bajando considerablemente-, pero que están lejos de ser la única solución.

En cuanto al almacenamiento de energía, se están produciendo grandes avances últimamente, pero es necesario acumular importantes fondos económicos para la inversión en investigación y desarrollo, para que dentro de unos años -no ahora- lleguemos a una solución.

PREGUNTA.- ¿Hay energía para todos, o puede haberla al ritmo al que la consumimos?

RESPUESTA.- La respuesta es radicalmente no. El mundo no puede consumir la energía que consume un norteamericano, ni un europeo. Un norteamericano está consumiendo 24 barriles de petróleo per cápita, un europeo alrededor de 12, y en cambio un chino está consumiendo 3. Si todos los chinos consumiesen la misma cantidad de petróleo per cápita que los americanos, necesitaríamos hoy en día un consumo de petróleo que llegaría alrededor de los 160 millones de barriles diarios, y eso es absolutamente imposible. Por tanto, hemos de ir hacia un consumo eficiente de energía, y no podemos privar a estos países de su desarrollo por no tener suficiente energía. Cada año nacen en el mundo 70 millones de personas que tienen que consumir energía.

PREGUNTA.- También se habla, y es una de las prioridades de la UE, del ahorro y la eficiencia energética. Tenemos que reducir drásticamente nuestro consumo para que todo el mundo pueda tener acceso a la energía. ¿Cuál es su opinión sobre el control de la tarifa eléctrica en niveles irreales, por debajo del coste real de la producción, en cuanto puede afectar al consumo eficiente de la electricidad?

RESPUESTA.- Sin ninguna duda, hay que ir hacia un sistema de tarifas mucho más acorde con la realidad. Hay que penalizar el despilfarro energético. Hay que establecer unos niveles lógicos de consumo familiar, de una empresa, de un edificio, y a partir de ahí poner un precio a la energía para un determinado nivel de consumo, superando el cual la única vía es la penalización, para huir del despilfarro que, en algunos puntos concretos, es un escándalo.

PREGUNTA.- Se habla de que España tiene todavía necesidades de crecimiento en generación eléctrica. Sin embargo, ya hemos visto que estamos consumiendo más de lo que debemos si queremos que el reparto energético sea equitativo. ¿Qué necesidades de crecimiento tiene en España la capacidad de generación eléctrica?

RESPUESTA.- En los últimos años ha habido crecimientos del 5 y del 6%, parecía que éramos un país en desarrollo. En este momento los crecimientos son mucho más tendenciales, en línea con nuestro crecimiento del PIB. Pero en España, la tarifa eléctrica está subvencionando claramente las energías renovables, con un coste realmente importante -este año, unos 1.200 millones de euros-. Es positivo incentivar las renovables, pero no es bueno que no seamos conscientes del coste real del resto de energías.

PREGUNTA.- ¿Cuáles son los principales beneficios de la cogeneración?

RESPUESTA.- Cuatro, básicamente. Ahorro de energía primaria, de emisiones de CO2, eliminación de las pérdidas de transporte y distribución -por ser generación distribuida- y menor consumo de agua, ya que la cogeneración no necesita las torres de refrigeración de las centrales térmicas, porque ese calor se aprovecha, no hay pérdidas..

Con los criterios de la estrategia de ahorro y eficiencia energética, la E4, teniendo en cuenta precios del petróleo no a 90 dólares, sino a 67, y derechos de emisión no a 24 euros (a los que ya cotiza el próximo año), sino a 18, el ahorro para el sistema español está entre 600 y 700 millones de euros. A precios actuales, el ahorro podría ser de 1.000 millones.

Según la CNE, el sobrecoste de las primas a la cogeneración para la tarifa eléctrica es de 380 millones de euros. Si enfrentamos esa cifra a los 700 millones de euros de ahorro, el saldo positivo es de 300 millones. Y el beneficio no sólo es económico, sino también medioambiental.

Una ventaja adicional es que potencia la competitividad de la industria. El hecho de que el Parlamento Europeo y la Comisión no consideren las primas y tarifas de la cogeneración ni ayuda de Estado ni subvención convierte a la cogeneración en una de las pocas herramientas de competitividad que ahora tienen la industria europea y la española para competir en el mercado mundial.

Hoy en día, en Europa no se puede montar una refinería, ni una fábrica de papel, sin tener una planta de cogeneración, porque no podríamos competir. En otros países, como La India o EEUU, sí se encuentran refinerías que no tienen cogeneración.

PREGUNTA.- ¿En qué medida mejora la cogeneración la eficiencia en la producción de calor y electricidad respecto a su producción convencional?

RESPUESTA.- Según un informe de la patronal europea, equivalente a la CEOE española, esa mejora es de un 60% si se compara con la producción única de electricidad en una gran central situada fuera de núcleos urbanos, o la producción de calor y electricidad o frío y electricidad dentro del núcleo urbano o alrededores. Una mejora del 60% en el rendimiento equivale a una reducción del 60% de las emisiones de CO2.

PREGUNTA.- ¿Qué precio medio por kilovatio/hora ofrece la cogeneración?

RESPUESTA.- Es difícil valorarlo, porque no se puede separar la electricidad del calor. Creemos que la tarifa publicada en el Real Decreto 661/2007, tanto para gas natural como para fuel-oil, suponiendo que la central funcionase todo el año (es decir, unas 8.000 horas), es suficiente para obtener una rentabilidad entre el 7 y el 8 por ciento, que es el objetivo que había fijado el Ministerio de Industria y la CNE.

PREGUNTA.- ¿Qué importancia tiene en el mix energético español la cogeneración?

RESPUESTA.- Existen 6.000 MW de potencia instalada repartidos en 900 plantas, con lo que el tamaño medio de las centrales está entre seis y siete megavatios. En España sucede algo que no ocurre en el resto de Europa, y es que sólo se tienen datos estadísticos de los excedentes. En España, esos excedentes representan aproximadamente el 10 por ciento de la demanda. Si se considerara también el autoconsumo -las industrias compradoras del calor de cogeneración consumen un 40% de la electricidad que se produce; el otro 60% se vende a la red-, la cobertura de la demanda mediante la cogeneración es del 13%. La cogeneración supone el 20 por ciento del consumo de gas convencional.

PREGUNTA.- Respecto a los recientes cambios en materia regulatoria… El RD 661/2007 mejoró para la cogeneración las condiciones con respecto al anterior. Por ejemplo, se empezaron a reconocer ventajas de la cogeneración que hasta el momento no se habían tenido en cuenta. ¿Cómo ha mejorado esa reglamentación? ¿En qué situación se encuentra el sector?

RESPUESTA.- Hay tres aspectos importantes en este decreto. En primer lugar, nos reconocen el derecho a retribución por el total de producción de electricidad y no sólo por los excedentes. Hasta ahora, la planta más eficiente, que era aquella donde todo el calor y toda la electricidad se consumían al lado de donde se producían, no recibía ninguna prima ni ninguna tarifa, sólo se retribuía la energía que va a la red. Eso sólo pasaba en España, y no en países del entorno como, por ejemplo, Portugal. Es un avance importantísimo para asegurar la rentabilidad de las plantas actuales y para dar una señal económica de incentivo a la inversión.

El segundo aspecto importante tiene que ver con Europa. Y es que se define un nuevo complemento por eficiencia. Cuanto mayor sea la eficiencia de una central por encima de un mínimo, mayor será la retribución que se obtenga del sistema. Si no se obtiene un ahorro de al menos un 10% de energía primaria, se le considera una planta normal. Pero si el ahorro que se consigue de energía primaria es superior al 10%, los beneficios para el sistema son mayores que el complemento por eficiencia que va a recibir la planta, de modo que cuanto más eficiente sea la planta, mejor complemento obtendrá.

El tercer aspecto positivo es sobre la actualización de las tarifas y de las primas en función de la evolución de los combustibles. Cuando se calcularon las tarifas y primas de la cogeneración, el petróleo estaba en el entorno de los 50 dólares, cuando ahora es de unos 100 dólares el barril. Como el precio de compra de gas está indexado al petróleo, si la regulación no tiene un sistema automático de actualización de primas, no tienes suficiente retribución como para cubrir el coste de compra de gas, lo que produciría problemas. Esto pasaba hasta ahora. El nuevo decreto introduce una fórmula de actualización de las tarifas tanto si el precio del petróleo sube como si baja. Y eso para gas natural, fuel y gas-oil.

PREGUNTA.- ¿Cuál sería la situación ideal?

RESPUESTA.- Estamos en una situación de optimismo moderado. Las plantas que funcionan 8.000 horas en tres turnos pueden garantizar una rentabilidad de entre el 7 y el 8 por ciento, en línea con lo estimado por el regulador. Pero las que funcionan menos, por ejemplo dos turnos, de lunes a viernes de 8 a 24, están en una situación muy delicada, pues el Real Decreto no definió correctamente el concepto de discriminación horaria. Ni la tarifa ni el mercado permiten rentabilizar estas plantas. Muchas han ido reduciendo producción, y se están parando. Es la situación más grave. Son unas 340 plantas que representan unos 3.000 GWh al año.

PREGUNTA.- ¿Estamos diciendo que si no obtienen una prima, las plantas de cogeneración no pueden ser rentables?

RESPUESTA.- La cogeneración no puede ser rentable sin prima porque las grandes centrales eléctricas no internalizan todos sus costes. La directiva europea fomenta la cogeneración y el Parlamento y la Comisión establecen que las primas y los complementos a la cogeneración no tienen la consideración de ayuda ni de subvención. La UE pide que haya un tratamiento especial porque ésta es una generación especial, en materias como lucha contra el cambio climático, ahorro energético, etcétera.

PREGUNTA.- ¿Puede decirse que el precio del calor asociado a la cogeneración es gratuito?

RESPUESTA.- No. El producto principal de la cogeneración es el calor, el secundario la electricidad. El calor se vende a la industria al precio equivalente del combustible. Si no se diseña la cogeneración en base a la demanda de calor útil, esa central no será rentable. Si se intenta sobredimensionar la planta para producir más electricidad, y no se aprovecha todo el calor producido, la planta no será rentable. La tarifa de venta de electricidad se calcula considerando que el cien por cien del calor se aprovecha, así que no hay posibilidad de acusar a la cogeneración de que produce electricidad y luego el calor se vierte a la atmósfera.

PREGUNTA.- ¿La fuente de energía primaria más utilizada es el gas natural?

RESPUESTA.- Sí, aproximadamente el 60% de las cogeneraciones funcionan con gas natural, el 30% con fuel y el otro 10% con gasóleo, gases de refinería y siderúrgicos, carbón y biomasa.

PREGUNTA.- Entonces previsión de aumento de precios del gas procedente de Argelia tiene que estar poniendo nervioso al sector. ¿Qué valoración hace ACOGEN de la situación actual con Argelia?

RESPUESTA.- Nuestra valoración es la de Enagás. En septiembre, nos invitó a explicar al resto de operadores del sector del gas por qué habíamos bajado un 20% el año pasado con respecto a 2005, las expectativas que teníamos con el propio decreto y cuál podría ser la incertidumbre que nos generaba la situación internacional. Enagás consideró que para su operación es más importante que nuestro sector siga disminuyendo el consumo que las posibles implicaciones de la subida del gas de Argelia.

PREGUNTA.- ¿Cómo valoran la actuación del Ministerio y de las instituciones españolas en este sentido?

RESPUESTA.- No conocemos los detalles de la negociación, pero confiamos en el Gobierno y en los reguladores. Entendemos que quien está al mando es suficientemente profesional como para sacar adelante el tema. Esto no es nuevo, cada vez que toca renegociar las condiciones económicas del contrato, los argelinos utilizan sus herramientas negociadoras. No es un tema que nos preocupe mucho.

PREGUNTA.- La capacidad de regasificación actual de España está en el entorno de 9-10 días de consumo. ¿Cómo cosideran la actuación de Enagás en lo referente a la construcción de nuevas instalaciones que ayuden a incrementar ese grado de autodependencia?

RESPUESTA.- España empezó a tener gas a principios de los 70. Hace 4 años teníamos 3 días de capacidad de almacenaje, que hoy hemos multiplicado por más de 3. Se está haciendo un esfuerzo importante en almacenamiento subterráneo, básico para modular la demanda en función de la estacionalidad. El esfuerzo de Enagás en inversión y en confianza a los operadores es muy fuerte, y lo valoramos muy positivamente.

PREGUNTA.- ¿Qué opina ACOGEN sobre el mantenimiento de la tarifa eléctrica por debajo del coste real? ¿Cómo puede afectar a la cogeneración?

RESPUESTA.- La tarifa, en sí misma, dificulta la competencia. Y el hecho de, sistemáticamente, desoír las recomendaciones del regulador, no es una buena práctica. Pero mientras exista tarifa eléctrica, será una herramienta al servicio de los Gobiernos. La forma de avanzar hacia la competencia es hacer desaparecer la tarifa, pero aunque esa es una condición necesaria, no es suficiente. Hay que buscar el equilibrio entre los niveles de tarifa y el hecho de que haya competencia en el mercado. Eso no nos afecta en gran medida.

Lo que sí nos afecta, y esto es interesante, es que mientras se mantenga la tarifa su fijación debería realizarse en el mayor rango normativo posible. Es decir, es mejor que se fije por Real Decreto, que tiene que pasar por un Consejo de Ministros y tiene que ser informado por la CNE y por las CCAA, a que la tarifa sea fijada por resolución. Creemos que eso daría seguridad regulatoria. Pensamos que es bueno que haya revisiones trimestrales pero también es positivo dar una señal de largo plazo.

PREGUNTA.- Sobre la cuestión de la generación distribuida, es un factor positivo que apoya la seguridad de suministro. Pero hay quien dice que las grandes centrales tienen la ventaja de ser un único elemento para gestionar.

RESPUESTA.- Estamos en el Siglo XXI. Si no somos capaces de gestionar 900 centrales de cogeneración, no podríamos estar ahora comprando gasolina en los supermercados. Hay que tener en cuenta que el régimen de funcionamiento de las plantas de cogeneración es milimétrico. El grado de disponibilidad de las cogeneraciones que funcionan todo el año es del 96%, mayor factor de utilidad que un ciclo combinado, una central de carbón o incluso que algunas nucleares.

El consejero delegado de la empresa eólica danesa Vestas Wind Systems, Ditlev Engel, considera que el mercado español es clave para la compañía aunque descarta realizar alguna adquisición y diversificarse hacia otras negocios energéticos como la producción de electricidad.

En una entrevista con EFE, el primer ejecutivo del mayor fabricante de aerogeneradores del mundo, repasó su visión del mercado de renovables en España donde cuenta con tres fábricas- en Viviero (Lugo), Villadangos del Páramo (León) y Olvega (Soria)- a las que el próximo año sumará su nueva factoría de Daimiel (Ciudad Real).

Pregunta. ¿Cuáles son los planes de Vestas Wind en España, qué proyectos tiene la compañía para el mercado español?

Respuesta. Las cosas van muy bien en España y somos entusiastas con los planes futuros. El próximo verano entrará en funcionamiento una nueva planta de fabricación de palas en Daimiel (Ciudad Real) -la compañía estima una producción anual de 1.200 palas- con la que ya contaremos con cuatro factorías.

P. Dada la potencia instalada actualmente en España, cerca de 13.000 MW en energía eólica, y el objetivo de alcanzar 20.000 MW en 2010. ¿Cómo ve las perspectivas de negocio? ¿El mercado avanzará hacia la repotenciación (elevar la potencia instalada) de los parques?

R. Hay tres países claves en Europa: Dinamarca, Alemania y España. El Gobierno español está desempeñando un papel muy importante en el fomento y desarrollo de las renovables que alabamos. Además, las empresas energéticas españolas están apostando por el sector. España es un mercado clave para Vestas.

P. ¿Se plantea alguna alianza empresarial en España?

R. No en términos de capital. No tenemos en mente ninguna adquisición. Las relaciones con nuestros clientes en España son excelentes.

P. ¿Y dar un paso más, convertirse en generador de energía?

R. No creemos que sea el camino correcto. No queremos competir con nuestros clientes. Lo importante es realizar planes a largo plazo con nuestros socios.

P. ¿Cómo ve el desarrollo de parques eólicos offshore (en el mar) en España?

R. Mientras que haya espacio para poner en marcha parques eólicos en tierra es difícil que se desarrollen en el mar. Es un mercado que puede crecer en España, pero el coste es superior y aún hay buenos emplazamientos disponibles en tierra.

P. Estados Unidos tiene un gran potencial de crecimiento en energía eólica ¿Cuáles son los planes de Vestas?

R. Es mercado muy importante para la compañía, el año pasado ya fuimos el tercer proveedor del país, y lo va a seguir siendo. En marzo de 2008 abriremos una fabrica de palas en Denver (Colorado).

P. ¿Cómo ven el mercado latinoamericano?

R. Aún es pronto en Latinoamérica, no es un mercado maduro, pero nuestros clientes españoles están también allí. Tenemos algunos acuerdos con Endesa y Eólica de Navarra en Chile. Y en Brasil, por ejemplo, se dan buenas condiciones geográficas para que la energía eólica se desarrolle.

P. La energía eólica plantea problemas de inestabilidad al transportista del sistema y, por sus variaciones, también a la garantía de suministro. ¿Cuál su visión en este aspecto?

R. El viento no puede trabajar solo. Hay que desarrollar y mejorar la red que es antigua y contar con otras fuentes. Aún así, la eólica tiene potencial para cubrir el 10% del consumo eléctrico mundial en 2020 frente al 1% que representa actualmente.