AleaSoft, 21 de junio de 2021. Entrevista de Ramón Roca de El Periódico de la Energía a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft.

Antonio Delgado Rigal

¿Qué está pasando con el precio de la electricidad en el mercado mayorista? ¿Os esperabais estos precios récord?

Desde el comienzo de la primavera los precios del mercado mayorista español han aumentado de forma considerable alcanzando valores diarios que se encuentran entre los máximos de la serie histórica. Estos incrementos se deben al aumento de los precios de los derechos de emisión de CO2 y del gas. El precio de la tonelada de CO2, que en 2020 estuvo entre 20 y 30 euros la mayor parte del tiempo, en 2021 no ha parado de aumentar hasta alcanzar valores superiores a 50 euros. Los precios del gas también han ido aumentando y se encuentran actualmente entre los valores máximos históricos. Con este panorama de precios altos de CO2 y gas y con la cercanía del verano, el aumento de la demanda, la reducción de la producción eólica e hidroeléctrica típicos de esta época del año, eran de esperar las subidas de los precios del mercado mayorista.

Lo que no era esperable a finales del invierno era la subida del CO2 y los combustibles en la proporción en que lo han hecho.

El principal protagonista de las subidas en los mercados eléctricos ha sido el CO2. Después de superar los 56 €/t a mediados de mayo, ahora parece que se ha tomado un respiro ¿consideráis que pueda volver a bajar de los 40 €/t?

Es una posibilidad, incluso por debajo de los 30 €/t. Detrás de la subida del CO2 hay una gran componente especulativa, que además se vio potenciada por el hecho de que en abril se cumplió el plazo que tienen las empresas que generan emisiones para cumplir con las obligaciones correspondientes al año 2020 y por la entrada en funcionamiento del mercado de derechos de emisión de Reino Unido después del Brexit. Si Europa hiciera uso de la reserva para la estabilidad del mercado (MSR, por sus siglas en inglés), podría aumentar la oferta de derechos para así frenar la escalada de los precios y que el coste de la electricidad sea asumible para los consumidores. En este caso los precios podrían bajar de los 40 €/t sin problema. No obstante, hasta el momento Europa ha dicho que no tiene planes de intervenir en el mercado, por lo que en el corto plazo esperamos que los precios de la tonelada se mantengan en niveles altos pero estables entre los 50 y 55 euros, si bien la incertidumbre es grande en un mercado tan volátil como el de CO2.

¿Qué puede hacer el Gobierno? El alto precio de estos derechos perjudica a todos los consumidores europeos especialmente a los electrointensivos. El Gobierno debe insistir en Europa para terminar con la especulación, prohibiendo o limitando estas actividades y además, haciendo uso de la reserva de estabilidad.

De igual forma los precios del gas, Brent y carbón están teniendo una tendencia alcista que también ha tenido impacto en los precios de los mercados eléctricos europeos. ¿Qué evolución esperáis en los próximos meses?

El ritmo de vacunación contra la COVID‑19 está generando optimismo en cuanto a la recuperación de la economía en los países más desarrollados, por lo que se espera que la demanda de estas materias primas vaya aumentando. De hecho, según el último informe de la Agencia Internacional de la Energía, se espera que, a finales de 2022, los niveles de demanda de petróleo superen los anteriores al inicio de la pandemia. Por tanto, no descartamos que los precios sigan subiendo en los próximos meses aunque a más largo plazo volverán a recuperar el equilibrio del mercado.

Si bien en los países más desarrollados la pandemia está siendo controlada, en el resto del mundo la situación continúa siendo dramática, con una crisis económica que no tiene fin a corto plazo. Si a esto se une que los precios de los combustibles suben, la situación de los mercados de energía puede ser crítica si no bajan los precios de forma considerable en algún momento.

¿Tenéis alguna recomendación para los grandes consumidores y electrointensivos en situaciones de precios altos en el mercado como la actual?

Los grandes consumidores y la industria electrointensiva están entre los más perjudicados por la subida de los precios, situación que, por cierto, no es puntual en el mercado. Períodos de precios altos han ocurrido en el pasado y ocurrirán en el mercado en el futuro, de igual forma que períodos de precios bajos. Nuestra recomendación es que definan una estrategia de compra a largo plazo basada en la diversificación, que les permita mitigar los riesgos de precios de mercado. Por ejemplo, comprar una parte de la energía que necesitan mediante uno o varios PPA, a largo plazo, con precios competitivos que, además les brinden visibilidad sobre los costes de la energía en los próximos años, y dejar otra parte para aprovechar las oportunidades que surjan en los mercados de futuros y en el mercado spot.

Hay que tener presente que en esta estrategia de largo plazo tiene que estar presente también el autoconsumo y la autogeneración, además de la cogeneración que, por supuesto, en un futuro no será de gas.

¿Consideráis una buena estrategia para un gran consumidor firmar un PPA si se espera que los precios del mercado bajen con el aumento de la capacidad renovable?

El aumento de la capacidad renovable efectivamente provocará períodos de precios bajos en el mercado. Pero, el hecho de que la generación fotovoltaica y eólica dependa de que haya sol y viento, hará que, en momentos de poca producción renovable y alta demanda, sea necesario recurrir a tecnologías más caras para generar electricidad y, por tanto, aumentarán los precios. El cierre previsto de las centrales nucleares y el aumento de la demanda en la medida en que se vaya electrificando la economía son elementos que también evitarán que los precios caigan de manera sistemática. Es decir, el riesgo de períodos de precios altos se mantendrá, por lo que consideramos que, firmar un PPA, es una buena y necesaria estrategia para los grandes consumidores. Gracias a los PPA, además de mitigar el riesgo de precios de mercados y tener visibilidad sobre sus costes de la energía, podrán cumplir con sus compromisos medioambientales y ayudar en el proceso de descarbonización de la economía.

Otro elemento a favor de los PPA es que el Estatuto de los Consumidores Electrointensivos publicado en diciembre de 2020 le brinda la oportunidad a la industria electrointensiva de conseguir condiciones ventajosas en los PPA al contar con el aval del Estado como garantía.

Vosotros que domináis el tema de los PPA, ¿veis a los consumidores electrointensivos con ganas de firmar PPA como les obliga el Estatuto de los Consumidores Electrointensivos? ¿O simplemente cumplirán con los mínimos exigidos?

Si consiguen un precio que les permita competir con las industrias de otros países del entorno, sí que les parece interesante la opción de los PPA, incluso cubriendo un porcentaje del consumo superior al 10% al que los obliga el Estatuto. Hablando con nuestros clientes grandes consumidores, el tema del precio es lo que hasta ahora ha hecho que no les haya resultado interesante firmar PPA. Aun siendo España uno de los países con los precios de PPA más atractivos, por la cantidad de recurso renovable y el gran número de proyectos, los precios que se han ofrecido a los electrointensivos no les resultaban competitivos. Por eso, la oportunidad que se presenta de obtener precios más bajos al disponer de la garantía del Estado se espera con impaciencia.

Justamente sobre este tema estuvimos conversando en profundidad con Fernando Soto, Director General de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE) en el webinar que realizamos en AleaSoft el pasado 10 de junio. Si alguien está interesado en la grabación la puede solicitar a través de este link.

¿Entonces consideráis que los PPA siguen siendo necesarios en España aún cuando hay un calendario previsto de subastas de renovables?

Pensamos que sí. Los PPA y las subastas son dos alternativas distintas para obtener financiación para los proyectos de energías renovables que coexistirán en los próximos años. Por una parte, ya hemos comentado la importancia que tienen los PPA para los consumidores. Por otra parte, los desarrolladores de energías renovables que no resulten ganadores en las subastas tienen la vía de los PPA para asegurar un flujo de ingresos que les permita obtener financiación para los proyectos. Los objetivos europeos en cuanto a reducción de emisiones son ambiciosos y se necesita mucha financiación para poder instalar toda la nueva capacidad renovable que se necesitará en los próximos años.

Algunas de las empresas del sector renovable que tenían previsto salir a bolsa durante el primer semestre de este año lo han retrasado debido a la inestabilidad en los mercados. Hace poco Acciona confirmó su salida. ¿Consideráis que otras compañías puedan retomar sus planes en los próximos meses?

Dependerá de cómo sea el estreno de Acciona Energía en la bolsa. La CNMC dio el visto bueno al documento de registro, que es el paso previo a la OPV, lo que ha permitido realizar presentaciones a los inversores antes de la colocación efectiva de las acciones. Después de tantear a los inversores, la valoración con la que la compañía hará su debut en el mercado bursátil estará entre los 8800 y 9800 millones de euros, cuando inicialmente se esperaba que se situara en una horquilla de entre 10 000 y 12 000 millones de euros. No obstante, se espera que el arranque de la compañía se realice con éxito.

Recientemente se produjo un evento interesante cuando las acciones de todas las renovables cotizadas en bolsa subieron arrastradas por la OPA del fondo sueco EQT sobre Solarpack, lo que refuerza el interés por las compañías del sector en el mercado bursátil.

Lo que está claro es que los proyectos de energías renovables continúan siendo rentables, por lo que en el futuro otras compañías con proyectos sólidos podrían plantearse su salida a bolsa.

Últimamente ha habido algunos días, fundamentalmente durante los fines de semana, en que se ha empezado a notar la “curva de pato” cuando hay mucha producción renovable y menor demanda. ¿Consideráis que este efecto se va a agudizar en los próximos años cuando aumente la capacidad renovable? ¿Deben preocuparse los desarrolladores y productores de energías renovables?

En el proceso de transición energética, además del aumento de la capacidad renovable, entrarán en juego otros actores que ayudarán a suavizar el efecto de la “curva de pato”. Nos referimos a las baterías y al hidrógeno, que permitirán almacenar energía en las horas de precios bajos para que pueda ser consumida en momentos de precios altos, con lo que se conseguirá aplanar la curva. Además está la respuesta de la demanda. Los consumidores moverán su consumo para aquellas horas en que los precios sean más económicos. También se espera la introducción cada vez más masiva de los vehículos eléctricos, cuya carga se podría trasladar hacia los horarios de menores precios.

¿Veremos muchas horas con precios negativos o muy elevados en el mercado MIBEL a partir del 6 de julio cuando cambien los límites mínimo y máximo de las ofertas?

Es posible que se alcancen precios negativos, aunque no esperamos que sean muy frecuentes en el corto y medio plazo. En AleaSoft vemos también poco probable que se alcancen horas con precios muy elevados. De hecho, en toda la historia del mercado español nunca se ha alcanzado el máximo actual de 180,3 €/MWh. No esperamos que el comportamiento de los agentes del mercado cambie significativamente con el cambio de los límites de precio, por lo que tampoco esperamos que afecte a los precios resultantes del mercado.

¿Hay oportunidades para los productores de energías renovables en los mercados de ajuste?

Sí las hay. Las renovables ofrecen cierta flexibilidad, sobre todo a bajar, y de hecho ya están participando en los servicios auxiliares. Con la hibridación de las plantas con baterías o con estaciones de producción de hidrógeno verde, su flexibilidad aumentará aún más y los mercados de ajuste pueden llegar a propiciar una facturación adicional.

¿Qué os parece el Anteproyecto de Ley con el que se quieren recortar los ingresos de las centrales no emisoras anteriores a 2005, que afecta fundamentalmente a las nucleares, a las hidroeléctricas y a algunas eólicas?

Nos parece una mala señal para los inversores en energías renovables, algo que no nos podemos permitir en este momento en que se van a necesitar billones de euros en inversiones para conseguir los objetivos del PNIEC y de neutralidad de emisiones en el año 2050. La incertidumbre regulatoria desincentiva la inversión. Además, se están recortando los ingresos de tecnologías que no emiten CO2 y que serán fundamentales para la descarbonización de la economía. La hidroeléctrica es una energía renovable que tiene la característica de ser completamente gestionable, algo que no sucede con la eólica y la solar, por ejemplo. Esta medida también podría provocar el adelanto del cierre de las centrales nucleares, lo que sería muy negativo para la transición energética. El cierre de las nucleares debe ser ordenado y escalonado en la medida que aumenta la capacidad renovable para que no aumenten las emisiones de CO2. Si se cierran de forma anticipada, será necesario cubrir la demanda con la producción de los ciclos combinados, que usan gas y emiten CO2 por lo que están expuestos a los precios de estas commodities. Es decir, también aumentarán los precios del mercado.

Un problema colateral que ya causó el anuncio de esta ley fue la caída en bolsa de las empresas españolas propietarias de las centrales hidroeléctricas y nucleares afectadas, lo que refleja la inseguridad jurídica y regulatoria que provoca una medida de este tipo.

Si esta ley finalmente se aprueba, se pueden llegar a producir procesos judiciales durante muchos años afectando la imagen del país, con un final incierto para todos y provocando un perjuicio directo a las empresas afectadas.

Una medida que podría ayudar a abaratar el coste de la electricidad sin perjudicar a los productores es la eliminación del impuesto del 7% a la venta de energía eléctrica, el IVPEE que, además de encarecer las ofertas de los generadores, los pone en desventaja respecto a sus competidores de otros mercados eléctricos europeos. Recientemente la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, anunció que se revisarían algunos de los elementos fiscales que gravan la electricidad, con carácter excepcional y provisional, y dio a entender que se estaba valorando la suspensión temporal del impuesto del 7%, como ya se hizo durante seis meses a partir de octubre de 2018, en el medio de otro episodio de precios altos en los mercados. No obstante, en AleaSoft siempre hemos defendido que este impuesto debe ser eliminado de forma definitiva por el perjuicio que provoca tanto a consumidores como generadores. Algunas fuentes también apuntan a que el Gobierno está estudiando bajar el IVA de la electricidad, que actualmente es del 21%, lo que también aliviaría significativamente a los consumidores sin afectar a los generadores.

Y sobre la nueva factura eléctrica, ¿qué opináis?

En AleaSoft nos parece positivo que se incentiva un consumo más eficiente de la electricidad. Es importante que los consumidores tomen consciencia y muevan su consumo para las horas en las que el precio de la electricidad es menor. Esta flexibilidad será muy importante en el futuro, cuando tengamos horas con mucha producción renovable y precios más bajos, por ejemplo, durante las horas con más sol. Justamente, nuestros modelos de largo plazo se basan en que la demanda sea flexible y se adapte a los horarios de precios más bajos para que, así, se mantenga el equilibrio de mercado.

También es positivo que el coste de la parte fija de la factura disminuya y que aumente el de la parte variable. De esta forma, pagarán menos aquellos que consuman menos, incentivando la eficiencia y el ahorro.

Otra ventaja que le vemos a la nueva tarifa eléctrica es que se simplifica. Por ejemplo, en el caso de los consumidores domésticos se agruparon los seis peajes que existían, 2.0 A, 2.0 DHA, 2.0 DHS, 2.1 A, 2.1 DHA y 2.1 DHS, en un único peaje, 2.0 TD.

No obstante la parte positiva que vemos, la parte negativa de la ley es que afecta a los consumidores que no pueden mover el consumo a otras horas y lo hacen cuando los precios son más altos. En este caso, verán la factura eléctrica incrementada. Quizás el momento de entrada en vigor no ha sido el más afortunado teniendo en cuenta que la economía está comenzando a reactivarse después del parón que supuso la pandemia de COVID‑19 y que coincide, además, con un momento de precios altos en el mercado mayorista. Pero, de manera general, nos parece una medida que va en el sentido que necesita la transición energética.

El 1 de julio finaliza la moratoria para que las renovables soliciten permisos de acceso y conexión. ¿Cómo esperáis que reaccione el mercado?

Esto supondrá una avalancha de solicitudes de puntos de acceso y conexión y un nuevo impulso para el desarrollo de la nueva capacidad renovable. Los cambios en la normativa, para exigir que los proyectos cuenten con una mayor solidez para conseguir estos permisos, permitirán frenar la especulación y disminuir la cantidad de solicitudes rechazadas. Según datos de REE de finales de abril de 2021, se ha denegado el permiso a 20 880 MW de eólica y 93 067 de fotovoltaica.

En AleaSoft trabajamos con casi todas las empresas desarrolladoras de generación renovable del país y vemos un gran entusiasmo para presentar los nuevos proyectos.

El Gobierno está trabajando en la creación de un mercado de capacidad para dar respaldo a las renovables que puede resultar un incentivo para el desarrollo de tecnologías como el almacenamiento con baterías e hidrógeno verde. ¿Qué papel tendrán estas tecnologías en la transición energética?

Como hemos comentado antes, el almacenamiento con baterías e hidrógeno verde será imprescindible para contrarrestar el efecto bajista que ejercerá el aumento de la generación renovable sobre los precios. Además, poder almacenar energía con estas tecnologías permitirá minimizar los vertidos cuando la generación renovable sea superior a la demanda. En AleaSoft consideramos que el hidrógeno verde será el combustible del futuro dado su gran potencial, no solo para el almacenamiento estacional, también como sustituto de los combustibles fósiles en la producción de calor en la industria, y en el transporte, fundamentalmente en el de largas distancias, el marítimo y la aviación. También como componente principal en la producción de nuevos vectores energéticos de una economía descarbonizada como puede ser el amoníaco verde.

En la web de AleaSoft tenéis unos observatorios para realizar el seguimiento de los principales mercados de energía de Europa. ¿Tenéis una versión para empresas?

Efectivamente, los observatorios que tenemos en la web permiten hacer el seguimiento de los datos actualizados de precios, demanda, producción por tecnologías y temperaturas de los principales mercados europeos. Los datos se muestran en gráficos horarios, diarios y semanales donde se comparan las últimas semanas. En estos días con los cambios en la demanda y en los precios, los observatorios tienen mucho seguimiento.

AleaSoft - observatorio demanda electrica mibel espanna

También hemos desarrollado la plataforma AleaApp, orientada a las empresas, en la que se puede visualizar y analizar toda la serie histórica actualizada de los datos que mostramos en los observatorios de la web, pero también de datos de combustibles, CO2, de los productos que se están negociando en los mercados de futuros, de los datos macroeconómicos, entre otros. La herramienta incluye funcionalidades que permiten analizar distintos períodos, con diferentes granularidades y agregaciones, comparar varias series para detectar causalidades, calcular la media móvil, etc.

Desde hace muchos años sois líderes absolutos en España haciendo previsiones para el sector de la energía. En los servicios de previsiones de precios de corto y medio plazo AleaSoft es la principal referencia. ¿Se puede decir lo mismo en las previsiones de precios de largo plazo, fundamentales para la financiación y desarrollo de las renovables? ¿Hay algo que os diferencie de la competencia?

En los últimos tres años, en AleaSoft hemos desarrollado más de 200 proyectos de previsiones de precios de mercado de largo plazo, no solo para el mercado ibérico, también para la mayoría de mercados eléctricos europeos. Nuestras previsiones usan una metodología científica que tiene en cuenta el equilibrio del mercado que las hace coherentes y robustas. Una característica que nos diferencia de la competencia es que hacemos una estimación de los precios con detalle horario, es decir, son previsiones de los precios de cada hora de los próximos 30 años. Esto es fundamental para cuantificar los ingresos de una planta de generación de electricidad hora a hora durante todo el horizonte de la previsión a partir de su perfil de producción, lo que permite estimar la rentabilidad de las inversiones en las nuevas tecnologías renovables. Las previsiones horarias también son fundamentales para valorar si es mejor un PPA carga base o pay‑as‑produced. Nuestras previsiones incluyen bandas de confianza que, a diferencia de las de otros proveedores, están calculadas con una métrica probabilística, por lo que son una medida científica del riesgo o probabilidad de que el precio fluctúe por encima o por debajo de un determinado valor.

El siguiente gráfico muestra una previsión de largo plazo que generamos en 2010 que es un ejemplo de la calidad, coherencia y robustez de nuestras previsiones. En el gráfico se puede observar cómo, a partir de datos que podían parecer caóticos, los modelos fueron capaces de determinar el punto de equilibrio alrededor del cual el mercado funciona y proyectarlo hacia el futuro. A partir de entonces, los precios han continuado fluctuando, pero siempre alrededor de la previsión central, tal y como se esperaba de nuestro modelo en octubre del 2010.

AleaSoft - prevision precios mercado electrico mibel 15 annos

Los webinars que organiza mensualmente AleaSoft se están convirtiendo en una referencia en el sector. ¿Cómo ha sido la experiencia? ¿Algo especialmente interesante que comentar?

Para nosotros ha sido una experiencia muy enriquecedora que también nos ha servido para aprender de todos los invitados que nos han acompañado. Hemos tenido la suerte de contar con ponentes de importantes empresas y asociaciones del sector de la energía europeo y global, empresas consultoras y de servicios y entidades financieras, como Deloitte, PwC, EY, JLL, Vector Renewables, Engie, Axpo, Banco Sabadell, Triodos Bank, Powertis y AEGE. Por el feedback que estamos recibiendo de los asistentes, los webinars son una manera de estar al día de la evolución de los mercados de energía y de aprender de los temas de más actualidad en el sector, y se han convertido para muchos en una cita periódica cada mes. Además valoran que los webinars sean mensuales y, según su opinión generalizada, son los mejores en nuestro sector. También las empresas que han participado en ellos lo están valorando muy positivamente y algunas repiten como ponentes, como Deloitte, que nos volverá a acompañar en el webinar que realizaremos el 7 de octubre, un año después de su primera participación.

Son muchos los cambios que se están viviendo en el mercado eléctrico. ¿Cómo puede ayudar AleaSoft a todos los actores en estos tiempos de cambio?

Intentamos que todas nuestras acciones estén encaminadas a ayudar, orientar y formar a las empresas del sector de la energía. Como hemos comentado, las previsiones de largo plazo son un input fundamental para conseguir la financiación necesaria para construir toda la nueva capacidad renovable que se espera en los próximos años. También nuestras previsiones de corto y medio plazo son útiles para la operación de las plantas una vez éstas están en funcionamiento y participando en los mercados mayorista y de futuros. Los webinars, talleres, la plataforma AleaApp y los observatorios de nuestra web tienen como objetivo divulgar sobre los temas más interesantes del sector, ofrecer nuestra visión estratégica sobre el futuro, que se está orientando hacia un mundo sin emisiones de gases de efecto invernadero, además de brindar herramientas e información que ayuden a detectar oportunidades y tomar decisiones. Es decir, transformamos la información de los mercados de energía en conocimiento, inteligencia, visión y oportunidades.

Próximamente AleaSoft cumplirá 22 años haciendo previsiones para el sector de la energía europeo. ¿Qué os parece el futuro que se vislumbra hoy?

Apasionante. Si nos podemos a pensar, el objetivo de la Unión Europea de llevar a cero las emisiones netas de gases contaminantes y de efecto invernadero en 2050 necesitará un cambio de paradigma, una revolución en cuanto a la forma de producir la energía, en los combustibles usados en los procesos, en la forma de movernos y en la forma de consumir, que deberá ser más eficiente y respetuosa con el medio ambiente. En nuestro día a día todos seremos protagonistas en este cambio de una forma u otra, pero que nuestros objetivos como empresa también estén orientados a ayudar en todo este proceso nos hace sentir responsables y, sobre todo, ilusionados. Tenemos la suerte de estar en un sector revolucionario, que ha sido capaz de continuar activo en la peor crisis desde hace muchas décadas, y con un futuro con objetivos ambiciosos y muchos proyectos para llevar a cabo.

Previsiones de largo plazo