AleaSoft Energy Forecasting, 25 de septiembre de 2026. Entrevista de Javier Monforte, de la Revista Energética, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.
¿Cuáles serán los principales factores que condicionarán el comportamiento de los mercados eléctricos en España y Europa hasta finales de 2026?
De aquí a finales de año seguiremos 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.
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 veremos 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.
¿Hasta qué punto será determinante el crecimiento de la demanda para el equilibrio del sistema y los precios a medio plazo?
Muchísimo. Durante mucho tiempo el debate se centró en instalar más generación renovable. Ahora necesitamos también que crezca el consumo eléctrico, impulsado por la electrificación del transporte y la industria, las bombas de calor y los centros de datos.
Pero no importa solo cuánto crezca, 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, puede crear nuevos cuellos de botella. Los precios negativos no significan que sobren renovables; muchas veces indican que falta demanda flexible para aprovecharlas.
¿Cuál es la situación del almacenamiento en España y qué retos afronta, detrás y delante del contador?
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. Ahora el reto es conseguir que esos proyectos sean financiables y se construyan.
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 esperemos, 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, especialmente con autoconsumo industrial y comercial. Hay que simplificar procedimientos y facilitar su participación en los mercados y servicios de flexibilidad.
¿Hay solución a la congestión de la red y a las dificultades para conectar nueva generación y demanda?
Sí, pero requiere inversión y utilizar mejor la red. Habrá que invertir en transporte y, sobre todo, distribución, pero también necesitamos digitalización, acceso flexible, almacenamiento y gestión activa de la demanda.
Además, 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, pero para eso necesita red.
¿Puede permitirse el sistema eléctrico el calendario previsto de cierres nucleares?
Creo que la prórroga de Almaraz hasta 2030 era una decisión lógica y obliga a plantearse el resto del calendario. No es una discusión de nuclear contra renovables. España necesita mucha más energía renovable, pero también capacidad firme mientras desarrolla almacenamiento, flexibilidad e interconexión.
Si cerramos 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, pero el orden es importante: la transición debería sustituir una tecnología cuando ya existen las alternativas.
Si se revisara el calendario nuclear, ¿qué cambios regulatorios o de mercado serían necesarios?
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. 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.
¿Qué impacto tendría una mayor interconexión con Francia?
Sería claramente positivo. Cuando España tiene excedentes renovables podríamos exportar más, reduciendo vertidos y precios extremadamente bajos, mientras que, cuando hay poca producción renovable, podríamos importar más. Eso ayudaría a reducir volatilidad y acercaría los precios del mercado español a los europeos.
La interconexión por el golfo de Vizcaya, que elevará hasta aproximadamente 5 GW la capacidad de intercambio, será un avance importante. Además, una mayor interconexión permitiría aprovechar el excelente recurso solar y eólico español también como capacidad de exportación.
¿Qué consecuencias pueden tener los precios cero o negativos para la inversión y el futuro mix energético español?
Estos episodios muestran cómo está cambiando el mercado. Tener algunas horas con precios cero o negativos no es necesariamente malo: indica que hay mucha electricidad disponible. El problema aparece cuando esas horas son frecuentes y reducen significativamente los ingresos renovables.
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 necesitamos producir más electricidad, sino almacenarla, consumirla, transformarla o exportarla.
¿Qué impacto tendrán los centros de datos, la digitalización y la inteligencia artificial sobre el sistema eléctrico español?
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.
España tiene ventajas para atraer estas inversiones, pero el principal problema es la red. Si resolvemos el acceso y la conexión, los centros de datos, la electrificación industrial y otros grandes consumidores pueden ser una oportunidad extraordinaria para utilizar nuestra ventaja energética y atraer inversión industrial y tecnológica.
¿Qué medidas son prioritarias en la nueva regulación de autoconsumo y almacenamiento distribuido?
Lo primero es simplificar. España ha avanzado mucho en autoconsumo, pero todavía hay procedimientos demasiado complejos, especialmente en el autoconsumo colectivo. También es importante facilitar el almacenamiento asociado al consumidor.
Pero debemos 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 tendremos millones de recursos distribuidos y flexibles. Si conseguimos agregarlos y facilitar su participación en los mercados, dispondremos de una enorme capacidad de flexibilidad distribuida.
AleaSoft acumula más de dos décadas desarrollando modelos de previsión para los mercados energéticos. ¿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?
Empezamos a utilizar inteligencia artificial para previsiones de energía en 1999. Desde el principio desarrollamos una metodología híbrida que combina redes neuronales, modelos estadísticos de series temporales y regresión. Desde entonces han aumentado la capacidad de cálculo, la cantidad de datos disponibles y la velocidad para desarrollar y validar modelos.
Pero, sobre todo, han cambiado las preguntas de los clientes. Antes se centraban en el precio de la electricidad la semana o el año siguiente. Hoy nos 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, sino también para cuantificar riesgos y apoyar decisiones de inversión.
Ahora entramos en la etapa de la inteligencia artificial generativa y los agentes. En AleaAI Lab, nuestro laboratorio de inteligencia artificial, estamos 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.