Entrevista de El Periódico de la Energía a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial y CEO de AleaSoft Energy Forecasting

AleaSoft Energy Forecasting, 14 de febrero de 2022. Entrevista de Ramón Roca de El Periódico de la Energía a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.

AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO 01
El año 2021 fue un año de récords en los mercados de energía. En las primeras semanas de 2022 los precios han continuado altos. ¿Qué evolución esperas para este año? ¿Cuándo prevés que comenzarán a bajar los precios de los mercados eléctricos?

Efectivamente la escalada de los precios del gas y el CO2 durante 2021 llevó a muchos mercados eléctricos europeos a registrar el precio anual más alto de la historia, entre ellos al mercado español. Como bien dices, en 2022 los precios siguen altos. Aunque en el mercado español el promedio de enero fue menor que el registrado en diciembre de 2021, hasta ahora el mes con los precios más altos de la historia, esperamos que en promedio el precio de 2022 supere al de 2021. Los precios se relajarán un poco cuando llegue la primavera, pero aún así seguirán siendo altos. Esperamos que en la primavera del 2023 los precios caigan, aunque sin llegar a los niveles anteriores a la escalada actual, algo que esperamos suceda hacia el año 2025.

Es importante resaltar que la evolución de los precios dependerá en gran medida de la evolución de los precios del gas y CO2.

AleaSoft - precios mercados spot electricidadFuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de GME, OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y TGE.
Según comentas, uno de los responsables de las subidas de los precios de los mercados eléctricos son los precios del gas. ¿Cómo se comportarán los precios de este combustible en 2022?

Los mercados de gas han estado muy tensionados en los últimos meses lo que ha provocado que los precios aumenten de forma significativa y que aún se mantengan altos. Por un lado, están los desequilibrios relacionados con un aumento de la demanda después del período más crítico de la crisis de la pandemia de la COVID‑19 y con niveles de reserva insuficientes para cubrir dicha demanda. Se esperaba que los efectos provocados por esta situación se relajaran con la llegada de la primavera y con la entrada en funcionamiento del gasoducto Nord Stream 2, pero las tensiones geopolíticas entre Rusia y Ucrania han provocado una disminución en las importaciones de gas ruso hacia Europa, ha abierto la posibilidad de que esta vía de entrada de gas al continente se corte completamente y ha generado incertidumbre sobre si entrará en funcionamiento y cuándo el nuevo gasoducto. En las últimas semanas la Unión Europea ha aumentado las importaciones de gas por barco desde otros países, pero aún así esperamos que los precios continúen altos durante el año 2022, con más probabilidades de subir que de bajar.

Además del tema geopolítico, las grandes empresas compradoras de gas no quieren contratos a largo plazo con los proveedores habituales con los que Europa tiene gaseoductos como Argelia o Rusia y esto también agudiza el problema sin perspectiva de solución a corto plazo.

¿Y los precios de los derechos de emisión de CO2? ¿Se puede esperar que bajen o al menos que no suban al ritmo que lo hicieron en 2021?

Vemos muy poco probable que los precios del CO2 bajen a no ser que la Unión Europea intervenga, pero teniendo en cuenta que hasta ahora no ha hecho nada para parar la escalada de los precios en el último año, todo parece indicar que se siente cómoda con esta situación.

Este mercado surgió con el objetivo de desincentivar el uso de tecnologías contaminantes y de esta forma estimular el desarrollo de las energías renovables, por lo que tiene sentido que los precios suban. Las expectativas en torno a estos precios al alza han atraído a los especuladores, lo que ha favorecido aún más la tendencia creciente de los precios. Además, este es un mercado bastante sensible a las noticias que de una forma u otra lo afectan. Por ejemplo, después de que la Comisión Europea decidiera considerar a la nuclear y al gas como inversiones verdes, los derechos de emisión de CO2 superaron los 93 €/t por primera vez y los 96 €/t unos pocos días después.

Teniendo en cuenta todos estos elementos, todo parece indicar que en 2022 los precios continuarán altos.

Parece que el término macrovolatilidad, que acuñaste durante el último Foro Solar, está calando para describir la situación actual de los mercados de energía. ¿Cómo definirías la macrovolatilidad? ¿Qué implicaciones tiene para los productores y para los consumidores de electricidad? ¿Hasta cuándo prevéis que continuará esta situación?

Por lo general los mercados de energía presentan volatilidad en sus precios. Sin embargo, en los últimos meses la volatilidad ha ido en aumento. Con macrovolatilidad me refiero a esta gran volatilidad presente actualmente en los mercados. Por ejemplo, durante diciembre de 2021, en el mercado eléctrico español se presentaron importantes variaciones horarias de los precios entre los días 26 y 27. Los precios pasaron de 167,40 €/MWh en la última hora del día 26 a 52,64 €/MWh en la primera hora del día 27, posteriormente se situaron entre 2 €/MWh y 8 €/MWh entre la 1:00 y las 6:00, para volver posicionarse por encima de los 100 €/MWh, concretamente en 104,90€/MWh, a las 7:00 de la mañana. A nivel semanal también se produjeron importantes variaciones en el último mes del año pasado. El promedio de la semana del 13 de diciembre alcanzó los 297,91 €/MWh después de aumentar un 44% respecto a la semana anterior, la semana siguiente se registró el récord de precio semanal del mercado diario, de 305,27 €/MWh, para una semana después bajar un 54% y situarse en 140,38 €/MWh. Ese diciembre fue un mes de récords. Por citar algunos, el promedio mensual, de 239,16 €/MWh, es el mayor de la historia hasta ahora, se alcanzó el récord diario absoluto el día 23, cuando se promediaron 383,67 €/MWh y un domingo registró un precio diario superior a 300 €/MWh, específicamente 319,63 €/MWh el día 19.

Obviamente esta incertidumbre sobre la evolución de los precios es muy perjudicial para los grandes consumidores y electrointensivos que cada vez tienen más difícil asumir los precios de los mercados spot y de futuros. En el caso de los productores, la macrovolatilidad puede ser una oportunidad para maximizar sus ingresos, por ejemplo, a través de sistemas híbridos que combinen tecnologías renovables y de almacenamiento. Además, los precios altos en el mercado pueden ayudar a los desarrolladores de energías renovables a conseguir mejor financiación y pueden ser un incentivo para inversiones en nueva capacidad de generación.

En cuanto a la duración de esta situación, consideramos que se va a mantener mientras continúe la inestabilidad en los precios del gas y los altos precios del CO2.

¿Qué recomiendas a los grandes consumidores de electricidad para que puedan limitar el impacto de la situación de precios altos?

Mi recomendación para los grandes consumidores es que definan una estrategia de compra de energía basada en la diversificación. Pero esta recomendación no sólo es válida ahora que los precios de los mercados eléctricos están altos, esto es una buena práctica que recomendamos siempre para minimizar el riesgo de precios intrínseco del mercado.

Con estrategia de compra diversificada me refiero a colocar fracciones de la energía a consumir en distintos horizontes y usando distintos instrumentos. Por ejemplo, cubrir una parte de la energía mediante un contrato bilateral a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) o un autoconsumo, comprar otra parte de la energía a medio plazo en los mercados de futuros y dejar otra fracción de la energía para comprar a corto plazo en el mercado spot. En todo este proceso es muy importante contar con previsiones fiables de precios de mercados en los distintos horizontes para valorar y aprovechar las oportunidades que se presenten.

AleaSoft - previsiones precios mercados elecrtricos estrategia compraventa energia
Uno de los elementos a definir en la negociación de un PPA es el precio. ¿Son confiables los futuros de electricidad como previsión del precio del mercado en el medio y largo plazo?

Los futuros de electricidad no son confiables como previsiones del mercado eléctrico a medio y largo plazo. Los productos más allá de los dos años siguientes no tienen liquidez, son precios sintéticos, fundamentalmente nominaciones de contratos bilaterales que normalmente ya tienen un descuento sobre el precio spot esperado. Además, los futuros anuales más lejanos están influenciados por la percepción que tienen los traders sobre el efecto que tendrá el aumento esperado de la producción con energías renovables en los precios del mercado, haciendo que los mismos sean bajos. Debido a esto, los precios de los futuros sólo brindan una señal de la estimación actual de los agentes, la cual puede cambiar considerablemente, lo que los hace no confiables como previsiones de precios.

Además, en la negociación de un PPA puede ser importante que las previsiones de precios sean horarias, para poder valorar diferentes estructuras de precios y hacer una estimación más precisa de los ingresos que percibirá la planta de generación.

Vosotros sois especialistas en previsiones de curvas de precios con 30 años de horizonte, con una característica distintiva que es que las previsiones son horarias en todo el horizonte. ¿Qué importancia tiene esto para analizar el almacenamiento e hibridación, fundamentalmente con baterías?

En la operación de sistemas híbridos de tecnologías renovables con tecnologías de almacenamiento es fundamental contar con una estimación de los precios horarios para, según el precio esperado para cada hora, planificar si es más óptimo vender la energía que se produce o almacenarla para venderla en un momento en que los precios sean más altos. Es por esto que, a la hora de diseñar un sistema híbrido, por ejemplo, para definir la tecnología de almacenamiento de energía más apropiada, al buscar financiación para desarrollarlo y al definir estrategias de explotación, las previsiones horarias son un input en procesos de optimización que maximicen los ingresos del sistema por la venta de la energía.

En 2021 el Gobierno español tomó algunas medidas para reducir el impacto de los precios de la electricidad en la factura que pagan los consumidores que provocaron una gran incertidumbre en el sector. ¿Han tenido algún impacto estas medidas en el desarrollo de los PPA? ¿Han caído el número de acuerdos de PPA durante 2021 por culpa de los altos precios?

Efectivamente, algunas de las medidas tomadas por el Gobierno español crearon una gran inestabilidad regulatoria que llevó a una paralización del mercado de PPA, provocando a su vez el aumento de los precios de los PPA. Aún así, España tuvo un gran crecimiento en los contratos PPA durante 2021, por lo que el aumento de los precios no afectó de manera importante al desarrollo de este mercado. Según BloombergNEF, Europa registró un incremento récord de 8,7 GW contratados en PPA en el 2021, en los que España y los países nórdicos tuvieron una gran participación

En diciembre la empresa pública de seguros Cesce aprobó el esquema de garantías para vendedores de la energía eléctrica en el marco de PPA a medio y largo plazo con consumidores electrointensivos. ¿Qué implicaciones tendrá esto para el mercado de PPA?

Esto supondrá un impulso para el mercado de PPA en España. Uno de los escollos más importantes en la negociación de los PPA radica precisamente en las garantías que deben aportar los offtakers. Si los consumidores electrointensivos pueden aportar garantías del Estado a los bancos, además de las propias, estarán en una posición ventajosa porque atraerán más proyectos renovables y podrán negociar una rebaja del precio del PPA. Los consumidores electrointensivos que ya disponen de suficiente capacidad financiera para aportar las garantías en un PPA, y que por tanto ya contaban con precios de PPA más competitivos, puede que consigan una rebaja extra de los precios al contar con las garantías del Estado.

¿Cómo crees que afectaría al precio del mercado mayorista la puesta en marcha de subastas de energía inframarginal que tiene en mente sacar este año el Gobierno?

Teniendo en cuenta que la energía ofertada y la energía demandada que dejará de participar en el mercado por este motivo será la misma, no esperamos grandes variaciones en el nivel de los precios, aunque al disminuir el volumen negociado, puede aumentar la volatilidad de los precios.

¿Veis las subastas de renovables organizadas por AEGE resulten eficientes para el sector industrial?

Teniendo en cuenta que las reglas de las subastas organizadas por AEGE serán similares a las de las subastas de renovables del Régimen Económico de Energías Renovables (REER) que organiza el Gobierno y que los consumidores electrointensivos podrán contar con las garantías que proporcionará Cesce, pensamos que los precios resultantes serán competitivos, al menos los de una parte de la energía, para un sector que tiene tanta necesidad de precios estables y asumibles de la electricidad.

En general los contratos de compraventa de energía a largo plazo es algo que consideramos muy importante tanto para consumidores como para productores y que todavía tiene mucho margen de crecimiento en España. Según una encuesta que hizo la AEGE a sus asociados el año pasado, solamente el 9,5% de la energía de 2022 estaba contratada a precio fijo, el resto iba directamente al mercado o tenía precios indexados al precio del mercado, con lo que eso supone en este momento de precios altos.

¿La crisis de materias primas puede afectar al desarrollo de renovables, o al menos a encarecer precios durante algunos años?

La crisis de las materias primas junto a otros factores ya está afectando al desarrollo de las renovables y puede seguirlo haciéndolo en los próximos años. Esta ha sido una de las la causas de los retrasos en algunos proyectos y del aumento de los precios de los PPA, que se estima entre 4 €/MWh y 5 €/MWh.

No obstante, el principal problema es el de la tramitación administrativa de los proyectos y esto puede afectar al desarrollo de los planes de desarrollo renovable.

Habéis desarrollado una plataforma para la compilación, visualización y análisis de los datos de los mercados de energía. ¿Cómo puede ayudar esta plataforma a todos los actores del sector de la energía?

La AleaApp, que es como se llama la plataforma, compila los datos de una gran cantidad de variables de la mayoría de mercados eléctricos europeos, precios, demanda, producción por tecnologías, precios de combustibles, de CO2, datos macroeconómicos. Tener todos estos datos centralizados, actualizados, con acceso a toda la serie histórica, con herramientas que permiten analizarlos, tiene un gran valor para los agentes del sector de la energía que de otra forma tendrían que consultar distintas fuentes, con diversos formatos y en muchos casos sin opciones para visualizar los datos.

Las herramientas que incluye la AleaApp permiten analizar la evolución de las variables y detectar tendencias, tanto de la serie original, como de la media móvil o de agrupaciones de los datos, por ejemplo, semanales, mensuales, anuales. También se pueden comparar distintas series, lo que permite analizar causalidades, analogías, etc. En la herramienta se pueden definir alertas que avisen cuando los valores de una serie o de su media móvil sean mayores o menores que un valor establecido, algo que puede ser útil para los traders al operar en los mercados.

Para promocionar esta herramienta de datos y análisis de información la estamos ofreciendo como trial a los clientes de AleaSoft Energy Forecasting, colaboradores y a medios de difusión como el que tú diriges que es la principal referencia informativa de nuestro sector.

AleaSoft - plataforma AleaApp analisis datos mercados energia
Comenzamos la entrevista hablando de las perspectivas para el año 2022, pero, ya que estamos hablando con alguien acostumbrado a realizar previsiones de largo plazo, aprovechamos para preguntarte ¿cómo esperas que evolucione el sector de la energía en los próximos 30 años? ¿Veremos más curvas de pato? ¿Cuándo?

El sector eléctrico está llamado a vivir importantes transformaciones en los próximos 30 años. Pasaremos de un sistema eléctrico que tiene aún mucha presencia de tecnologías de generación con combustibles fósiles, a un sistema eléctrico donde primen las tecnologías renovables y el almacenamiento con baterías e hidrógeno verde. En este camino el mercado volverá a recuperar el equilibro, pero también habrá períodos de inestabilidad con precios altos o con precios bajos. En la medida en que vaya aumentando la capacidad renovable habrá días con el perfil de “curva de pato”, pero el desarrollo de las tecnologías de almacenamiento y la hibridación de las mismas con las tecnologías renovables, el auge de los vehículos eléctricos, la electrificación de la economía y la respuesta de la demanda permitirán que esto no se convierta en un problema estructural. Será un período apasionante y nuestro deseo en AleaSoft Energy Forecasting es seguir siendo testigos y partícipes de todo este proceso como lo hemos sido en los últimos 22 años, desde que comenzó el mercado eléctrico a operar. Justamente a principios de 2022 creamos AleaGreen, una nueva división de AleaSoft Energy Forecasting que ofrece informes de previsiones de largo plazo de curvas de precios de los mercados eléctricos europeos para PPA, gestión de riesgos a largo plazo y valoración de activos y carteras. AleaGreen actuará como un hub para conectar al sector de las energías renovables con las entidades financieras y fondos de inversión, a los productores y los grandes consumidores, para explorar sinergias y oportunidades que ayuden a conseguir entre todos el gran propósito de tener un sistema eléctrico totalmente limpio y renovable.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

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