Tras finalizar el primer semestre de 2023, año uno de la crisis energética y de la invasión de Rusia a Ucrania, Ramón Roca, director de El Periódico de la Energía, ha entrevistado a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting, para analizar lo que está sucediendo en los mercados energéticos, así como en el mercado renovables español, los precios cero y los curtailment.

En cuanto a cómo ve la evolución de la economía después de pasar la crisis de la COVID y la parte más crítica de la crisis energética, Antonio Delgado Rigal responde que la economía española ha evolucionado muy favorablemente durante este primer semestre, sobre todo si se compara con otros países europeos. El PIB creció un 4,2%, variación interanual, y la inflación está por debajo del 2%. En el caso de los precios del mercado eléctrico los valores mensuales son todavía altos, alrededor de 90 €/MWh, pero con niveles del verano del 2021, dejando atrás los altos precios del 2022.

Finalmente, en la primera parte del año los precios de los mercados eléctricos europeos han comenzado a alejarse de los máximos del año pasado. Sobre las preguntas de qué ha sucedido y si puede volver la crisis energética, el entrevistado responde que efectivamente, durante la primera parte de 2023 los precios han ido bajando y, como resultado, el precio promedio del semestre ha sido el más bajo desde el segundo semestre de 2021.

La causa fundamental de este descenso está en los precios del gas, que han ido bajando gracias a los altos niveles de las reservas europeas. También ha ayudado el incremento de la capacidad fotovoltaica y eólica, que se ha traducido en producciones récord durante el primer semestre en varios mercados europeos, así como el descenso de la demanda eléctrica.

En los meses de verano, si se producen olas de calor que hagan subir la demanda eléctrica para refrigeración o que provoquen paradas en las nucleares, sobre todo en las francesas, no se descarta que se produzca una pequeña crisis energética.

Sobre cómo prevé AleaSoft que se comporten los precios en la segunda mitad del año, el CEO de la compañía comenta que dependerá de varios factores. Por un lado, de la evolución de los precios del gas y del CO2, que tienen una incidencia directa en los precios de los mercados eléctricos. Además, como se comentaba antes, si se producen olas de calor, aumentará la demanda que también impulsará los precios al alza. Asimismo, se debe tener en cuenta que la producción hidroeléctrica se puede ver afectada si la sequía se agrava.

En el segundo semestre de 2023, en AleaSoft se espera que los precios mensuales estén entre los 90 €/MWh y los 100 €/MWh en los meses de verano y otoño y que superen los 100 €/MWh en noviembre y diciembre.

También en el primer semestre del año la demanda eléctrica ha sido baja. Sobre si puede volver a remontar, el entrevistado responde que sí, por ejemplo, que sin tener en cuenta la caída de la demanda durante el período de confinamiento de la crisis de la COVID, en 2020, la demanda eléctrica de España peninsular en abril de este año fue la más baja desde hace más de dos décadas.

Esta caída de la demanda se debe a varios factores. Las temperaturas de invierno y primavera fueron más suaves que las habituales para esas épocas, la demanda de la industria cayó como consecuencia de los altos precios de la energía que se registraron en 2022, y el autoconsumo y la eficiencia energética han ido en aumento.

En AleaSoft se espera que en el segundo semestre la demanda sea más alta que en el primero si las temperaturas están en los niveles medios. El incremento podría ser mayor si hay olas de calor en verano u olas de frío en invierno.

La demanda industrial se debe ir recuperando poco a poco en la medida en que los precios de mercado vayan bajando y que los precios de los PPA vayan bajando.

Con el cambio climático se están produciendo episodios de altas temperaturas y sequía más frecuentes. En cuanto a qué pasará en verano si hay mucho calor y menos producción hidroeléctrica, Antonio Delgado Rigal responde que ya se está notando los efectos del cambio climático. El año 2022 ha sido el más cálido en España desde que se tiene historia. También fue el sexto año más seco desde los años sesenta.

A esto se suma que recientemente la comunidad científica acordó oficialmente que se está bajo el fenómeno de El Niño, el cual está asociado con un aumento de las temperaturas y con eventos meteorológicos extremos de intensas lluvias en algunas regiones y sequía en otras.

Aunque con el calentamiento global hasta los valores extremos de años anteriores del El Niño y La Niña han quedado diluidos. Ahora se tendrá más calor como en los peores años de El Niño y más sequía como en los peores años de La Niña.

La Agencia Estatal de Meteorología (Aemet) estima que existe una probabilidad de entre el 60% y el 70% de que las temperaturas estén por encima de los valores normales en julio, agosto y septiembre, y que hay un 50% de probabilidades de que se produzcan lluvias superiores a lo normal en amplias zonas de la Península y en Baleares.

El verano será muy muy caluroso, con más consumo eléctrico para refrigeración. Si los pronósticos de aumento de las precipitaciones no se cumplen, la sequía también contribuirá a tener precios altos. Además, no solo se tendrán veranos más calurosos sino más largos, o sea, más días de verano. Esto continuará en años venideros, tal vez peor, si no disminuyen las emisiones de gases de efecto invernadero.

Se debe tener cuidado con las olas de calor, sobre todo las personas mayores y los que trabajan a la intemperie. Hay que hidratarse y evitar estar al sol mucho tiempo.

Sobre cómo ve el desarrollo de las energías renovables en España, el entrevistado comenta que en los últimos años ha sido muy positivo. Desde finales de 2018 hasta principios de julio de 2023 la capacidad instalada de solar fotovoltaica ha aumentado un 349% en el conjunto de España, según datos de Red Eléctrica de España (REE), y la eólica un 29%, aunque el desarrollo de la eólica comenzó antes. En los próximos años ambas continuarán creciendo.

El desarrollo de la energía eólica y fotovoltaica es fundamental para el país, no solo para lograr la descarbonización, tal vez es más importante alcanzar la independencia energética y pasar de importadores de energía a exportadores.

El Estado debe prestar toda la ayuda al sector renovable para garantizar las necesarias inversiones futuras.

Referente a la pregunta de si cree que el descenso de los precios en el primer semestre de 2023 y que se hayan empezado a producir precios cercanos a cero en las horas solares, así como curtailments de energías renovables, está provocando nerviosismo en los desarrolladores renovables, Antonio Delgado Rigal contesta que al hablar con los clientes y en general con los agentes del sector les han trasladado su preocupación por esta situación. Se viene de un año 2022 donde los precios fueron extraordinariamente altos y muchos se esperaban que continuara así, en parte motivados por previsiones de precios de mercado demasiado optimistas que proporcionaron algunas consultoras.

Además, en los últimos meses ha habido precios cercanos a cero durante las horas solares de días con menor demanda, especialmente en primavera, lo que preocupa al sector fotovoltaico. Esto además de los curtailments de energías renovables que se han ido produciendo. Sí, todo esto causa nerviosismo en los desarrolladores e inversores en energías renovables. Se ha pasado en pocas semanas de una euforia de precios altos en el 2022 y en el futuro a un panorama más realista y con una gran preocupación por la falta de demanda renovable y almacenamiento.

En cuanto a qué piensan los bancos, si seguirán apostando por las renovables y si se ha visto algún cambio de tendencia en la financiación de proyectos de energías renovables y en los PPA en 2023 teniendo en cuenta cómo ha ido la primera parte del año, el CEO de AleaSoft Energy Forecasting responde que los bancos reconocen que el futuro es renovable y siguen apostando por su desarrollo. También hay que tener en cuenta que los precios en el mercado eléctrico español han bajado, pero el promedio del primer semestre fue superior a 80 €/MWh, un valor impensable hasta principios de 2019. Lo que si puede suceder es que se frene el interés por los proyectos merchant y que los PPA ganen más relevancia como alternativa para financiar los proyectos renovables. También en los últimos meses se ha visto más tendencia por parte de los bancos e inversores a invertir en eólica que en fotovoltaica.

Respecto a si ve un alto riesgo de precios cero o negativos y de curtailments de renovables en el sistema eléctrico español de los próximos años, basado fundamentalmente en las renovables, el entrevistado comenta que sí, se van a producir precios cercanos a cero y curtailments, pero no de forma sostenida. Los precios negativos en el mercado diario los ven poco probables.

El mercado eléctrico está en equilibrio y si hay horas en que los precios son más bajos, la demanda se moverá hacia esas horas. Pero hace falta que el Gobierno tome medidas que ayuden a desplazar la demanda. Por ejemplo, es urgente que se cambien los períodos tarifarios para que los precios más bajos se sitúen en las horas solares y así incentivar el consumo en estas horas. También hay que incentivar la compra de vehículos eléctricos, implementar ayudas directas y un mercado de capacidad para ayudar a los proyectos de baterías, mejorar las infraestructuras de la red de transporte y de distribución para evitar o disminuir los curtailments y hay que planificar y desarrollar las infraestructuras para producir, almacenar y distribuir hidrógeno, amoníaco y metanol verdes.

Es estratégico que la industria pase de consumir combustibles fósiles contaminantes e importados a consumir electricidad de fuentes renovables producidas en el país.

Hace poco el Gobierno publicó el borrador de la nueva versión del PNIEC. Sobre qué le ha parecido y qué se comenta en el sector, el doctor Delgado Rigal comenta que este borrador de actualización del PNIEC tiene como positivo la apuesta por las renovables, especialmente por la solar fotovoltaica y la eólica, al proponer un aumento del objetivo a 2030 en línea con las expectativas de las principales asociaciones renovables y con la potencialidad de España para desarrollar estas tecnologías. También es muy significativo el protagonismo que se le da al autoconsumo, al almacenamiento energético al hidrógeno verde y al biogás. Pero ven que falta ambición en el objetivo de aumento de la demanda eléctrica, algo que es fundamental para dar cabida a toda la nueva potencia renovable a la que se aspira.

Las opiniones que han escuchado del sector están más o menos en esta línea, porque no se va a poder avanzar de forma adecuada en el desarrollo de las energías renovables sin aumentar la demanda de energía verde.

Y, por otra parte, la ambición de este plan hay que traducirla en una de hoja de ruta bien pensada y planificada, que vaya engranando de forma ordenada todos los elementos para que sea posible alcanzar los objetivos fundamentales, que son la descarbonización de la economía y la independencia energética del exterior.

Se requieren inversiones billonarias para alcanzar los objetivos finales de descarbonización e independencia energética pero las inversiones deben ser rentables y debe haber una seguridad jurídica absoluta.

En el PNIEC se le da mucho más protagonismo que el que tenían hasta ahora a la fotovoltaica y la eólica, y ganan peso el autoconsumo, el almacenamiento energético, el hidrógeno verde y el biogás, por ejemplo. En cuanto a la pregunta de si es suficiente con estos vectores para llevar a cabo la transición energética, el consultado alega que estos vectores son fundamentales, sin dudas, pero la transición energética necesitará un cambio radical de la forma en que se produce y se consume energía que necesitará de otros vectores. Por ejemplo, la demanda de energías renovables. Hay una gran preocupación en el sector eólico y renovable debido a la falta de demanda verde. Todos saben que si aumenta la producción renovable y no aumenta el consumo los precios se hunden y las inversiones dejan de ser rentables. En estos momentos el PNIEC debe hacer más énfasis en cómo aumentar la demanda y el almacenamiento de forma objetiva y creíble.

Además, la demanda de energías renovables ayudará a descarbonizar el conjunto de la economía, no solo el sector eléctrico, lo cual es vital porque un 70% del consumo de energía final en la Unión Europea proviene de combustibles fósiles.

También es importante preparar las redes de transporte y distribución de electricidad para evitar congestiones al transportar la energía renovable hasta los puntos de consumo y de esta forma evitar los vertidos.

Otro vector fundamental son las interconexiones internacionales. España y en general la península ibérica es una isla energética y se necesita aumentar la capacidad de interconexión con el resto de Europa para poder convertirnos en exportadores de energía renovable.

También serán esenciales las redes inteligentes o smartgrids para gestionar una generación más descentralizada y una demanda más flexible.

La Captura, Almacenamiento y Uso del CO2 (CCUS, por sus siglas en inglés) será necesaria para ayudar a descarbonizar algunos sectores industriales en los que es difícil hacerlo por otras vías, como el del acero, el hierro o el cemento.

Por último, aunque no menos importante, la regulación. Una regulación adecuada, estable y sin intervencionismos, que responda a una estrategia de desarrollo de las energías renovables ordenado, es fundamental para atraer las inversiones e incentivar el desarrollo de todos los vectores que harán posible la transición energética.

Sobre la interrogante de qué hace falta para que despeguen el almacenamiento energético y el hidrógeno verde en España, Antonio Delgado Rigal responde que las baterías y el hidrógeno verde aún no son competitivas sin ayudas y las centrales de bombeo son proyectos que necesitan mucho tiempo para desarrollarse. Por tanto, necesitan instrumentos de apoyo para que despeguen, por ejemplo, con un mercado de capacidad o con ayudas directas.

Además, en el caso del almacenamiento, se les debería dar prioridad a la hora de otorgar los permisos de acceso a la red porque son tecnologías que ya urgen.

En el caso del hidrógeno, hay que planificar y desarrollar con tiempo todas las infraestructuras necesarias para producirlo, transportarlo y almacenarlo. Asimismo, hay que desarrollar el hidrógeno verde vinculado al consumo industrial verde, como la producción de amoniaco o metanol verdes.

La Inteligencia Artificial cada vez está más de moda y las aplicaciones y procesos que la utilizan van en ascenso. En cuanto a la pregunto de qué oportunidades y amenazas ve en los próximos años en el uso de esta tecnología, como Doctor en Inteligencia Artificial y como CEO de una empresa precursora en el uso de la Inteligencia Artificial, el entrevistado responde que la Inteligencia Artificial solo ofrece ventajas y oportunidades, de cierta forma es como una etapa superior de la informática y a nadie nunca le ha preocupado todo lo que ha estado haciendo la informática y todos los avances que se han obtenido gracias a ella. Con la Inteligencia Artificial aumentará mucho la productividad y la calidad de cualquier actividad.

La Inteligencia Artificial generativa permitirá crear nuevos contenidos y eso traerá un desarrollo exponencial en todas las áreas. El mundo que se tendrá dentro de cinco años será muy diferente y mejor que el actual en gran parte gracias a la Inteligencia Artificial.

Los modelos de previsiones que lleva realizando AleaSoft durante más de 24 años utilizan una metodología híbrida que combina técnicas de la Inteligencia Artificial y de la estadística clásica. Sobre cómo se comportan estos modelos para las previsiones de largo plazo, el CEO contesta que hay un refrán que dice que una imagen vale más que mil palabras, así que para responder a esta pregunta muestra el gráfico de una previsión de precios de largo plazo del mercado eléctrico español que se realizó en octubre de 2010. En el gráfico se puede ver cómo la metodología Alea fue capaz de captar el equilibrio del mercado y proyectar los precios hacia el futuro, aun cuando el mix de generación de electricidad del momento en que se hizo la previsión era muy distinto del actual.

La base científica de la metodología Alea hace que las previsiones sean robustas y coherentes, lo que les ha ayudado a ganarse la confianza de sus clientes.

También se ha visto que utilizan métricas probabilísticas en las previsiones de curvas de precios de mercados de largo plazo. En base a la pregunta de Ramón Roca sobre si puede explicar en qué consisten y qué ventajas tienen y qué son los AleaLow, Antonio Delgado Rigal manifiesta que las métricas probabilísticas permiten dar una estimación de la fluctuación de los precios en el largo plazo con una probabilidad asociada, algo que es imprescindible para la gestión de riesgos en las inversiones. Con las métricas probabilísticas se analizan los precios de los mercados como procesos estocásticos y se determina su distribución de probabilidad a partir de simulaciones de las variables explicativas. De esta forma se pueden obtener las bandas de confianza, las cuales representan la probabilidad de que el precio supere o se quede por debajo de un valor determinado para cada año del horizonte.

Los AleaLow son otra métrica probabilística incluida en el servicio de previsiones de precios de largo plazo de AleaSoft, que estiman un precio para el cual hay una probabilidad específica de que el precio promedio del mercado durante todo el horizonte de previsión, o un conjunto de años, sea superior a dicho valor. En la financiación de los proyectos de energías renovables, los AleaLow permiten a la entidad financiera determinar la viabilidad de que el proyecto pueda devolver la deuda dentro del período requerido. Los AleaLow se calculan tanto para el precio del mercado como para los precios capturados por la solar fotovoltaica (AleaLow PV) y la eólica (AleaLow Wind).

Pronto hará dos años que se creó AleaGreen, la división de AleaSoft especializada en las previsiones de curvas de precios de mercado de largo plazo. Respecto a cómo les ha ido, el entrevistado afirma que ha sido un acierto crear esta división especializada en previsiones de curvas de precios de largo plazo y servicios complementarios relacionados con consultoría en desarrollo renovable, ayudando a la financiación de proyectos, PPA, M&A, gestión de riesgos e intermediación en PPA y activos renovables.

Han ido creciendo considerablemente abarcando cada vez más mercados, por ejemplo, toda Europa y más servicios especializados.

Que están dedicando muchos recursos de I+D y están creciendo con personal altamente cualificado.

Ramón Roca también se interesa por qué otros servicios se ofrecen en AleaSoft y cómo ven las perspectivas de futuro de AleaSoft y AleaGreen. Antonio Delgado Rigal explica que los principales servicios están relacionados con las previsiones de precios en todos los horizontes temporales: en el corto, medio y largo plazo que es lo que hace AleaGreen.

Además de las previsiones de precios de mercados eléctricos se hacen las previsiones de todas las variables de las que depende el precio: demanda, producciones de energías renovables, etc.

Un servicio complementario que se ofrece es Alea Energy DataBase, una compilación de todos los datos necesarios en el sector de la energía y que son necesarios mantener actualizados como parte del proceso de digitalización.

En AleaGreen además de generar un informe de previsiones de curvas de precios de largo plazo ayudan a sus clientes a encontrar contrapartes en la búsqueda de PPA y en activos renovables.

En estos momentos todos estos servicios se ofrecen para todos los mercados europeos y se está trabajando para tenerlos listos para los principales mercados del continente americano y algunos mercados importantes de Asia.

La visión de futuro de AleaSoft y AleaGreen es ser una referencia mundial en el sector de las previsiones y consultoría de apoyo al desarrollo de las energías renovables en todos los continentes.