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

AleaSoft Energy Forecasting, 27 de marzo de 2023. Entrevista de Ramón Roca, director 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

Habemus propuesta de reforma del mercado eléctrico de la Comisión Europea. ¿Qué le parece?

Lo que tenemos son unas propuestas de “mejoras” del mercado eléctrico europeo, pero el mercado en sí no se reforma, sigue siendo el mismo, marginalista, como en los últimos 25 años, lo que consideramos que es un aspecto fundamental, porque da seguridad jurídica y regulatoria a las inversiones futuras. Nos parecen bien estas medidas porque incentivarán más generación renovable para permitir, además de la descarbonización y la independencia energética, trasladar un menor precio a los consumidores, evitando subidas de precios como las actuales derivadas de la dependencia del gas de fuera de Europa. Las nuevas medidas incentivarán las contrataciones a medio y largo plazo mediante PPA y Contratos por Diferencias (CfD) para dar más facilidades a los consumidores y productores. Como hemos planteado desde AleaSoft en múltiples publicaciones, es necesario hacer coberturas en todos los horizontes temporales, fundamentales tanto para los que compran y como para los que venden la energía.

¿No hay tanta reforma como se esperaba, no?

¿Reforma? Ninguna. Como te decía antes, afortunadamente, son solo mejoras. Después de tantos años, no está mal plantear medidas de mejoras, sobre todo con la experiencia de más de 20 años de mercado eléctrico europeo, la situación del precio del gas más reciente y con el imparable desarrollo de las renovables. Si se analizan las propuestas se podían haber implementado desde hace mucho tiempo.

¿Qué os parece la propuesta enviada por el Gobierno español a la Comisión Europea? ¿Demasiado intervencionismo?

Esa propuesta no tenía mucho recorrido, ya que cualquier modificación del mercado eléctrico europeo debe estar basada en dos pilares fundamentales: libre mercado y no al intervencionismo de los precios. El mercado debe ser previsible para poder invertir con horizontes temporales de 30 o 40 años, necesarios para las inversiones, y debe permitir el libre equilibrio entre oferta y demanda.

AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO

En las subastas de renovables de 2022 se adjudicaron menos MW de los que se subastaron. ¿Ha dejado de tener interés este instrumento de financiación de proyectos de energías renovables? ¿Y los PPA?

Las subastas son un instrumento de financiación interesante siempre que sean voluntarias. Se adjudicaron menos MW porque los precios del mercado spot y de los futuros estaban muy altos y había expectativas mejores con PPA o merchant, vendiendo la energía directamente en el mercado. La mayoría de los que ofertaron lo hicieron por encima del precio de reserva marcado por el ministerio, de alrededor de 45 €/MWh.

Los PPA se han flexibilizado mucho en todos los aspectos y siguen siendo la principal fuente de financiación de proyectos renovables. La financiación de proyectos merchant se está consolidando también como alternativa de financiación y más entidades financieras importantes los han incorporado entre sus proyectos financiables.

¿Qué es mejor PPA o CfD?

Una parte de las mejoras que propone Europa está centrada en la incentivación de los contratos de largo plazo con el objetivo de disminuir la exposición a la volatilidad del mercado spot. Cualquier contrato de largo plazo es en esencia bueno para los que compran y para los que venden.

En el caso de los PPA, se ayudará con las garantías a los grandes consumidores. Esas garantías actualmente son una barrera para que los grandes consumidores más modestos puedan acceder a un PPA. En el caso de España, las empresas electrointensivas tienen cubiertas por el Estado el 90% de las garantías de un PPA. Estos incentivos facilitarán la firma de más PPA lo que implica más financiación para renovables, más estabilidad en los precios y garantía de un consumo 100% verde.

En el caso de los CfD, contratos por diferencia, es un producto novedoso en España. La idea es ayudar a la generación renovable fundamentalmente, a tener ayudas públicas a cambio de obtener un precio estable a largo plazo con una contraparte, por ejemplo, industria electrointensiva, que se beneficiaría de este precio preferente.

Otra figura que se menciona en las medidas son los “contratos a plazo” que permitirá a ambas partes pactar un precio por un período de tiempo prolongado.

¿Creéis necesario un mercado de capacidad en España?

Un mercado de capacidad es muy necesario en España. Hasta ahora, los ciclos combinados han actuado como una reserva de energía para los períodos de más consumo. Horas punta en el día, en invierno, en verano, cuando hemos tenido sequía, por la noche cuando no hay viento. Cuando no tengamos gas, ¿qué va a pasar? Necesitamos un sistema de respaldo de almacenamiento táctico y estratégico que se incentivará con este mercado de capacidad.

Con el aumento de la capacidad renovable en España, se han ido dando episodios de curtailments de renovables. ¿Qué se puede hacer para evitar que este tipo de eventos se produzcan con más frecuencia mientras sigue aumentando la capacidad fotovoltaica y eólica? ¿Veis los vertidos de energías renovables como un problema grave en el largo plazo?

El crecimiento de la producción renovable tiene un ritmo muy acelerado y las redes de evacuación de esas nuevas plantas tienen que incrementarse para evitar el curtailment en algunos nodos más saturados. A más generación es obvio que debe aumentar la capacidad de evacuación. Con el desarrollo futuro de las redes y del almacenamiento el curtailment dejará de ser una preocupación, de algo que podría ocurrir de manera recurrente, pasará a ser algo que se dé de manera puntual.

Desde inicios de diciembre los precios del gas en Europa han ido bajando, a pesar de que nos encontramos en primavera, lo que ha supuesto cierta estabilidad en los mercados eléctricos. ¿Se puede decir que ha pasado lo peor de la crisis?

La primavera es un respiro para el sistema eléctrico históricamente. Con las temperaturas más agradables disminuye el uso de la calefacción, con la consiguiente bajada de la demanda de gas y electricidad. Podemos decir que ha pasado lo peor de la crisis, al menos para este invierno. Es pronto para decir qué nos depara el siguiente invierno, pero viendo los niveles de gas almacenado que tenemos actualmente y con la tendencia de los precios del gas, parece improbable que se vuelvan a dar los picos de precios que hemos visto en 2022.

AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO

Sin embargo los precios de los derechos de emisión de CO2 han ido aumentando desde que comenzó el año y han vuelto a superar los 90 €/t. ¿Cómo esperáis que se comporte este mercado durante 2023? ¿Y en el largo plazo hasta 2030 y 2050?

Como planteamos en el webinar que hicimos el 16 de marzo con colegas de EY, este mercado de emisiones de CO2 tiene una tendencia alcista en el corto, medio y largo plazo. Los derechos de emisión de CO2 son una herramienta que nos hemos dado en Europa para desincentivar el consumo de combustibles fósiles. Por su diseño, con la reducción progresiva de los derechos de emisión, la tendencia del precio a largo plazo es alcista, si bien su impacto en los precios de los mercados de electricidad será cada vez menor.

En el contexto actual de estabilidad en los mercados y precios más bajos del gas, ¿veis necesario extender la excepción ibérica?

La excepción ibérica ha sido una medida excepcional, que ha funcionado muy bien, pero que actualmente, con los precios bajos del gas, ya no se aplica y no parece que vaya a prorrogarse.

Mucho se ha dicho sobre la aprobación en los últimos meses, por parte de las administraciones públicas españolas, de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) después de acumular mucho retraso. ¿Son los trámites burocráticos el mayor cuello de botella en el desarrollo de las energías renovables en España?

Los trámites burocráticos sin lugar a dudas son el mayor cuello de botella para el desarrollo de las energías renovables en España. Las administraciones públicas deben hacer un gran esfuerzo estos meses para posibilitar que los proyectos que han obtenido la DIA en enero lleguen a Ready to Build lo antes posible y de forma escalonada. Las instalaciones renovables son fuentes necesarias de creación de riqueza y deben priorizarse al máximo.

¿Qué otros retos tendrá que afrontar el sector eléctrico en el camino hasta lograr su descarbonización?

El mayor reto del sistema eléctrico verde es el almacenamiento estacional. De este tema no se habla pero es de una gran importancia estratégica si queremos olvidarnos del gas. La generación masiva de hidrógeno verde para la industria, el transporte y para el almacenamiento estacional deber ser una prioridad para Europa.

En AleaSoft, que, como ya sabemos, tiene más de 23 años de experiencia en previsiones de demanda y precios de los mercados eléctricos europeos, de corto, medio y largo plazo, ¿cómo veis la situación de los mercados para este 2023? ¿Ya más relajada la cosa?

En cuanto al gas, la situación ha mejorado. No obstante, la subida de los precios de los derechos de emisión del CO2 no favorece una bajada más pronunciada de los precios del mercado. En relativamente poco tiempo, las perspectivas de precios para el resto del 2023 han ido a la baja.

La desconexión bastante brusca del gas de Rusia produjo un caos de precios altos pero poco a poco la situación de dependencia se ha ido superando.

AleaSoft - Prevision precios mercado lago plazo MIBELPrevisión de precios de largo plazo del mercado ibérico de electricidad MIBEL realizada a finales de octubre de 2010 por AleaSoft Energy Forecasting.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting y OMIP.

¿Estáis ofreciendo además otros servicios interesantes para los distintos actores del sector eléctrico?

En AleaSoft tenemos cuatro divisiones. Por un lado, están las bases de datos de las variables que influyen en los mercados de energía y que ofrecemos a nuestros clientes en una plataforma online que permite la consulta, el análisis y la descarga de todos estos datos. También están las divisiones específicas de previsiones. La división que se encarga de las previsiones de todas las variables en el corto plazo proporciona servicios de previsiones de hasta 10 días de horizonte que se emplean para generar las ofertas de mercado, trading, gestión de generación y consumo y gestión de almacenamiento. La división responsable de las previsiones de medio plazo, con hasta tres años de horizonte, realiza la previsión de todas las variables para coberturas, planificación, gestión de almacenamiento hidráulico y análisis de estrategias. AleaGreen es la división de largo plazo, sobre todo para el desarrollo de renovables, por ejemplo, para valorar el precio de un PPA, para la financiación de proyectos, para valoración de activos, para auditorías o para análisis de hibridación y almacenamiento. En este último tema de hibridación y almacenamiento, nos están solicitando mucho nuestras previsiones de curvas de precios de largo plazo con desagregación horaria para valorar inversiones con baterías.

También estáis realizando una importante labor divulgativa a través de noticias de análisis de los mercados y webinars en los que invitáis a ponentes de importantes empresas del sector de la energía, consultoras, entidades bancarias, etc. En febrero ya realizaréis la trigésima edición. ¿Cómo valoráis esta experiencia? ¿Qué feedback recibís de los participantes?

Comenzamos los webinars en diciembre de 2019 y pocos meses después tuvimos el confinamiento, justo hace tres años. Los webinars de AleaSoft se convirtieron desde entonces en una referencia para el sector de la energía enviando un mensaje pro renovables y un análisis del mercado futuro con una frecuencia mensual. Para todo el equipo de AleaSoft que participa directa o indirectamente, es una fuente de enriquecimiento profesional y también de relaciones personales. Trabajamos en equipo con nuestros invitados y se van estableciendo lazos de colaboración y confianza. Cada mes realizamos dos webinars el mismo día, a las 10:00 en inglés y a las 12:00 en español, con una media de 800 profesionales inscritos en cada webinar. Nuestro objetivo principal ha sido transmitir una visión de futuro, sobre todo de las energías renovables. Es un gran esfuerzo, pero tiene una gran recompensa aprendiendo en cada webinar.

Este año AleaSoft cumplirá 24 años desde su fundación. ¿Os habéis planteado algún objetivo para celebrar este nuevo hito?

Este año del 24 aniversario estamos planificando un salto cuantitativo y cualitativo con un ambicioso plan de crecimiento. En el primer semestre completaremos 24 mercados europeos con previsiones de curvas de precios de corto, medio y largo plazo. En el segundo semestre completaremos 35 mercados europeos y los principales de América y Asia. En el caso de largo plazo, estamos terminando una plataforma para la valoración de activos renovables en los mercados europeos. Con las coordenadas y características de un parque eólico o fotovoltaico en cualquier punto de Europa podemos calcular el retorno de la inversión en 30 años yendo a mercado. Esto ya lo tenemos disponible para los principales mercados europeos. Por cierto, uno de los factores que nos diferencia de otras empresas que dan este servicio, además de la cientificidad y la coherencia, es la rapidez para entregar los informes en cualquier fecha del año y no esperar a los envíos trimestrales que muchas veces llegan con mucho retraso.

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