Resumen de la entrevista de Javier Monforte, de la Revista Energética, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting. La entrevista aborda los factores que condicionarán los mercados eléctricos europeos hasta finales de 2026, el almacenamiento y las interconexiones, los retos de la red, el calendario nuclear y la evolución de la inteligencia artificial en las previsiones de mercados de energía

La entrevista comienza preguntando cuáles serán los principales factores que condicionarán el comportamiento de los mercados eléctricos en España y Europa hasta finales de 2026.

Antonio Delgado Rigal responde que de aquí a finales de año se seguirá viendo volatilidad. Los precios del gas y del CO2, la situación geopolítica, las temperaturas y la producción eólica e hidráulica seguirán siendo factores importantes. El reciente encarecimiento del gas ha vuelto a elevar los precios de los mercados eléctricos europeos y seguirá siendo un foco de incertidumbre.

Señala que en España pesa, además, el gran volumen de generación fotovoltaica en las horas centrales. Ya no basta con mirar cuánta capacidad renovable se instala, sino también si crecen la demanda, el almacenamiento y la red para absorberla. Por eso, añade, se verán más horas con precios muy bajos o negativos y otras, especialmente cuando desaparece la producción solar, con precios más altos: el perfil horario tiene cada vez más importancia.

A continuación, se pregunta hasta qué punto será determinante el crecimiento de la demanda eléctrica para el equilibrio del sistema y los precios a medio plazo.

El CEO de AleaSoft afirma que muchísimo. Durante mucho tiempo el debate se centró en instalar más generación renovable; ahora también hace falta que crezca el consumo eléctrico, impulsado por la electrificación del transporte y la industria, las bombas de calor y los data centers.

Explica que no importa solo cuánto crezca la demanda, sino cuándo y dónde. Una demanda flexible que consuma en horas de elevada producción solar o eólica puede aportar muchísimo al sistema; si se concentra en determinadas zonas y horas, en cambio, puede crear nuevos cuellos de botella. Los precios negativos no significan que sobren renovables, subraya: muchas veces indican que falta demanda flexible para aprovecharlas.

Sobre la situación del almacenamiento en España, se pregunta qué retos afronta, tanto detrás como delante del contador.

El Doctor en Inteligencia Artificial considera que el almacenamiento está entrando en una fase decisiva. En España hay una amplia cartera de proyectos de baterías con permisos concedidos o en tramitación, aunque la capacidad instalada sigue siendo reducida, alrededor de 252 MW. El PNIEC plantea alcanzar 22,5 GW de almacenamiento en 2030 contando las diferentes tecnologías, y el reto ahora es conseguir que esos proyectos sean financiables y se construyan.

Añade que el problema de las baterías ya no es tecnológico. El gran reto es saber de dónde vendrán sus ingresos durante los próximos quince o veinte años: pueden obtenerlos del arbitraje, los mercados intradiarios, los servicios de ajuste, el SRAD y, en un futuro cercano, el mercado de capacidad. Pero esos ingresos evolucionarán cuando entren miles de megavatios adicionales, por lo que la previsión de ingresos y la bancabilidad son fundamentales.

Detrás del contador también hay mucho potencial, señala, especialmente con autoconsumo industrial y comercial, donde hace falta simplificar procedimientos y facilitar la participación en los mercados y servicios de flexibilidad.

La siguiente pregunta plantea si hay solución a la congestión de la red y a las dificultades para conectar nueva generación y demanda.

Antonio Delgado Rigal responde que sí, pero que requiere inversión y utilizar mejor la red. Habrá que invertir en transporte y, sobre todo, distribución, pero también hacen falta digitalización, acceso flexible, almacenamiento y gestión activa de la demanda.

Añade que generación y demanda se han planificado durante demasiado tiempo por separado: hay proyectos renovables que no consiguen conectarse y, al mismo tiempo, industrias o centros de datos sin capacidad. España puede transformar su ventaja renovable en una ventaja industrial, considera, pero para eso necesita red.

Preguntado por si puede permitirse el sistema eléctrico el calendario previsto de cierres nucleares, el fundador y CEO de AleaSoft considera que la prórroga de Almaraz hasta 2030 era una decisión lógica y obliga a plantearse el resto del calendario. No es, subraya, una discusión de nuclear contra renovables: España necesita mucha más energía renovable, pero también capacidad firme mientras desarrolla almacenamiento, flexibilidad e interconexión.

Explica que si se cierran centrales nucleares seguras antes de disponer de alternativas suficientes, parte de esa producción tendrá que sustituirse y, en determinadas horas, puede significar más generación con gas, precios más altos y mayores emisiones. La nuclear no tiene por qué continuar indefinidamente, añade, pero el orden es importante: la transición debería sustituir una tecnología cuando ya existen las alternativas.

Sobre qué cambios regulatorios o de mercado serían necesarios si se revisara el calendario nuclear, el entrevistado señala que lo primero sería revisar la fiscalidad. Si una central nuclear segura aporta valor al sistema porque produce electricidad de forma continua y sin emisiones directas de CO2, no tendría sentido hacer económicamente imposible su funcionamiento mediante una presión fiscal excesiva.

Eso no significa garantizar artificialmente su rentabilidad, matiza. Lo razonable sería combinar una fiscalidad compatible con su continuidad con mecanismos de mercado que valoren la potencia firme, la disponibilidad y la seguridad de suministro. El futuro mercado de capacidad puede formar parte de la solución; la pregunta debe ser qué opción resulta más eficiente para el conjunto del sistema.

A continuación, se pregunta qué impacto tendría una mayor interconexión con Francia.

El CEO de AleaSoft responde que sería claramente positivo. Cuando España tiene excedentes renovables podría exportar más, reduciendo vertidos y precios extremadamente bajos, mientras que, cuando hay poca producción renovable, podría importar más, lo que ayudaría a reducir volatilidad y acercaría los precios del mercado español a los europeos.

Señala que la interconexión por el golfo de Vizcaya, que elevará hasta aproximadamente 5 GW la capacidad de intercambio, será un avance importante, y que una mayor interconexión permitiría aprovechar el excelente recurso solar y eólico español también como capacidad de exportación.

Sobre las consecuencias que pueden tener los precios cero o negativos para la inversión y el futuro mix energético español, Antonio Delgado Rigal explica que estos episodios muestran cómo está cambiando el mercado. Tener algunas horas con precios cero o negativos no es necesariamente malo, ya que indica que hay mucha electricidad disponible; el problema aparece cuando esas horas son frecuentes y reducen significativamente los ingresos renovables.

Afirma que ya no basta con preguntarse cuántos MWh produce una planta, sino cuánto valen cuando se producen. Por eso aumenta el valor de las baterías, las hibridaciones, la gestión de la demanda y los consumidores flexibles. También los PPA deberán dar más importancia al perfil horario: en esas horas no hace falta producir más electricidad, sino almacenarla, consumirla, transformarla o exportarla.

Sobre el impacto que tendrán los data centers, la digitalización y la inteligencia artificial sobre el sistema eléctrico español, el Doctor en Inteligencia Artificial considera que pueden convertirse en uno de los grandes motores de crecimiento de la demanda eléctrica. Los centros de datos necesitan grandes cantidades de electricidad durante muchas horas, algo que puede encajar bien con un sistema con creciente producción renovable.

Señala que España tiene ventajas para atraer estas inversiones, pero que el principal problema es la red. Si se resuelve el acceso y la conexión, los centros de datos, la electrificación industrial y otros grandes consumidores pueden ser una oportunidad extraordinaria para aprovechar la ventaja energética española y atraer inversión industrial y tecnológica.

Preguntado por las medidas prioritarias en la nueva regulación de autoconsumo y almacenamiento distribuido, el entrevistado apunta que lo primero es simplificar. España ha avanzado mucho en autoconsumo, pero todavía hay procedimientos demasiado complejos, especialmente en el autoconsumo colectivo, y es importante facilitar el almacenamiento asociado al consumidor.

Añade que hay que mirar más allá del autoconsumo tradicional: una batería en una fábrica, un comercio o una vivienda también puede prestar servicios al sistema. En el futuro habrá millones de recursos distribuidos y flexibles, y si se consigue agregarlos y facilitar su participación en los mercados, se dispondrá de una enorme capacidad de flexibilidad distribuida.

Para cerrar, recordando que AleaSoft acumula más de dos décadas desarrollando modelos de previsión para los mercados de energía, se pregunta cómo ha evolucionado la aplicación de la IA en sus servicios, qué nuevas necesidades plantean sus clientes y qué tendencias tecnológicas marcarán el futuro de la analítica energética.

Antonio Delgado Rigal explica que AleaSoft empezó a utilizar inteligencia artificial para previsiones de energía en 1999. Desde el principio desarrolló una metodología híbrida que combina redes neuronales, modelos estadísticos de series temporales y regresión, y desde entonces han aumentado la capacidad de cálculo, la cantidad de datos disponibles y la velocidad para desarrollar y validar modelos.

Pero, sobre todo, señala, han cambiado las preguntas de los clientes. Antes se centraban en el precio de la electricidad la semana o el año siguiente; hoy preguntan por los ingresos de una batería durante veinte años, qué ocurrirá cuando entren muchos gigavatios de almacenamiento o cuál es la probabilidad de alcanzar determinados niveles de ingresos. La inteligencia artificial ya no sirve solo para prever precios, afirma, sino también para cuantificar riesgos y apoyar decisiones de inversión.

Concluye que ahora se entra en la etapa de la inteligencia artificial generativa y los agentes. En AleaAI Lab, el laboratorio de inteligencia artificial de AleaSoft, se están desarrollando agentes, automatizaciones y nuevas soluciones capaces de interactuar con modelos, bases de datos y herramientas de análisis. El futuro estará en combinar inteligencia artificial, modelos estadísticos, conocimiento experto y grandes cantidades de datos para anticipar un sistema energético cada vez más complejo.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.