AleaSoft Energy Forecasting, 25 de noviembre de 2024. Entrevista de Irene Garrido Domínguez, de la Revista Energética, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.
En la actualidad, no existe en España una regulación que fomente el almacenamiento energético, lo que limita la inversión en este ámbito. Desde su perspectiva, ¿qué tipo de incentivos regulatorios serían necesarios para que el almacenamiento BESS y la hibridación puedan desarrollarse a gran escala en el mercado español? ¿Qué lecciones podríamos adoptar de otros países en este aspecto?
Actualmente, España cuenta con cierta base regulatoria, pero aún falta experiencia para el desarrollo del almacenamiento de energía. La regulación existente es solo un primer paso. Es necesario un marco más robusto y detallado, que unifique criterios para la evaluación de proyectos y que sea suficientemente flexible para adaptarse y mejorar a medida que el sector gane experiencia y se identifiquen barreras. Por ejemplo, una posible mejora sería permitir mayor flexibilidad para las plantas híbridas, de manera que no pierdan prioridad en el despacho por incluir baterías.
Además, aún faltan incentivos, lo cual limita la rentabilidad de los proyectos de almacenamiento. El sector está a la espera del anunciado mercado de capacidad, previsto para principios del próximo año, aunque todavía no existe certeza sobre cuándo y cómo se implementará. Para los inversores, esta certeza es fundamental.
Un ejemplo de cómo un mercado de capacidad puede favorecer el desarrollo de almacenamiento es el caso del Reino Unido, donde se alcanzaron 3,5 GW de capacidad instalada en 2023. Allí, la participación en servicios auxiliares también ha sido una fuente importante de ingresos, aunque con el tiempo estos ingresos han disminuido a medida que ha aumentado la competencia. Esta es una lección que podríamos aprender de este mercado: los ingresos por servicios auxiliares tenderán a reducirse conforme entren en operación nuevos proyectos.
Italia y Australia, por su parte, ofrecen incentivos específicos y esquemas de remuneración de capacidad para respaldar proyectos de almacenamiento y responder a demandas pico. En California, se han creado subastas específicas y se otorgan créditos fiscales y subsidios que facilitan la inversión en almacenamiento energético.
Considerando los costes actuales y la dinámica del mercado, ¿cree que es viable en el corto plazo la integración de baterías de almacenamiento para gestionar la intermitencia de las renovables y evitar los vertidos? ¿Qué modelos de negocio podrían hacer rentable esta inversión en los próximos años?
La integración de sistemas de almacenamiento en baterías para gestionar la intermitencia de las energías renovables y evitar vertidos es una solución cada vez más viable en España. Aunque los costes iniciales siguen siendo elevados, el precio de las baterías ha ido disminuyendo, reduciéndose un 50% en el último año, lo que ha ayudado a que los proyectos con baterías empiecen a ser rentables. Actualmente, esto es más relevante en los sistemas híbridos que combinan renovables y almacenamiento y que ya cuentan con acceso a la red y con un balance de planta hecho, lo que reduce el CAPEX asociado a la batería. Este modelo, además, ayuda a evitar vertidos y maximiza el aprovechamiento de la energía producida.
Una parte importante de los ingresos del almacenamiento en baterías provendrá del arbitraje de precios. Las baterías pueden cargarse cuando los precios de la electricidad son bajos y verter esa energía a la red cuando los precios son altos, aprovechando las fluctuaciones de los precios de mercado. Además, la participación en servicios de ajuste ofrece otra fuente de ingresos, aunque, como comentábamos anteriormente, estos ingresos pueden ser más limitados en el tiempo.
Aunque ahora el hidrógeno verde en España se encuentra en una fase prácticamente experimental, ¿qué cambios estructurales, tanto a nivel de infraestructura como de políticas, considera necesarios para que el hidrógeno verde se convierta en un vector energético competitivo y ampliamente adoptado en nuestro país?
En primer lugar, la infraestructura para la producción, transporte y almacenamiento del hidrógeno verde es esencial, y es importante comenzar a planificar y desarrollar estos proyectos con suficiente antelación.
Además, es fundamental respaldar el desarrollo del hidrógeno verde mediante ayudas específicas e incentivar su uso en industrias como la siderurgia, el cemento, el transporte de larga distancia y la aviación, que son sectores difíciles de electrificar. Asimismo, es importante fomentar su uso como vector primario para producir otros combustibles renovables, como el metanol o el amoníaco.
Por último, es importante incentivar el uso del hidrógeno verde para el almacenamiento de energía estacional. Su producción en momentos de alta generación renovable no solo reduciría los vertidos, sino que ofrecería una solución de almacenamiento a gran escala, que se puede usar en épocas del año donde la producción renovable no es suficiente para cubrir la demanda.
Con el crecimiento de la capacidad instalada de energías renovables, especialmente solar, hemos visto un aumento de la canibalización de precios, en particular en los meses de primavera. ¿Qué herramientas o reformas del mercado considera adecuadas para mitigar este fenómeno? ¿Sigue teniendo sentido un mercado marginalista en estas circunstancias
Para reducir la canibalización de precios es fundamental desarrollar el almacenamiento, incrementar la demanda y hacerla más flexible. El almacenamiento permite desplazar la energía generada en horas de baja demanda hacia las horas pico, lo cual ayuda a equilibrar oferta y demanda, reduce la canibalización y estabiliza los precios.
Recuperar la demanda que se ha perdido en los últimos años, en parte debido a la crisis de la COVID y la posterior crisis energética, y continuar impulsando su crecimiento serán medidas esenciales para mitigar la caída de precios en las horas de mayor producción renovable. Una forma de lograrlo es a través de los Data Centers, la electrificación de la demanda industrial y el transporte eléctrico. Además, incentivar el consumo durante esas horas contribuirá a reducir el impacto de la generación renovable en los precios del mercado.
Por otra parte, los contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA) ofrecen una vía para asegurar ingresos estables a los productores renovables y reducir su exposición a los precios del mercado spot, mitigando así el impacto de la canibalización. En el medio y largo plazo, incrementar la capacidad de las interconexiones internacionales permitirá exportar electricidad en las horas de alta producción renovable, evitando así una caída sostenida de los precios.
En AleaSoft consideramos que el mercado marginalista sigue siendo adecuado, ya que es el que proporciona las señales necesarias para los inversores. En los más de 25 años de funcionamiento del mercado marginalista en España, el sistema eléctrico ha experimentado una gran transformación, desde una alta dependencia del carbón en sus primeros años, hasta el desarrollo de los ciclos combinados, la eólica, y en los últimos años, la fotovoltaica. Durante todo este tiempo, el mercado ha funcionado correctamente y ha mantenido el equilibrio.
Para evitar los vertidos y hacer un uso más eficiente de la energía renovable, sería clave incrementar la demanda eléctrica. ¿Qué sectores considera prioritarios para fomentar esta demanda?, ¿qué políticas o incentivos podrían implementarse para acelerar la electrificación de la economía, especialmente en áreas como la movilidad eléctrica, la calefacción o el uso industrial de la electricidad?
Para impulsar la demanda eléctrica, es esencial promover la electrificación en sectores clave como la industria, el transporte, y nuevas áreas como los Data Centers, la producción de hidrógeno verde y otros combustibles renovables.
Incentivar el consumo en las horas de mayor generación renovable podría lograrse mediante una tarifa que envíe señales de precio favorables para el consumo en esos momentos.
Además, el desarrollo de las redes de transporte y distribución es fundamental para gestionar el aumento de la demanda y la producción renovable de electricidad. Ampliar la infraestructura de recarga también es importante para acelerar la adopción de vehículos eléctricos.
Finalmente, políticas como incentivos fiscales y subvenciones pueden facilitar la electrificación de procesos industriales y del transporte, apoyando una transición hacia una economía más electrificada y sostenible.
Desde hace ya años, la fabricación de equipos para energías renovables (módulos fotovoltaicos, inversores solares, celdas de baterías, etc.) está dominada por compañías asiáticas. ¿Cómo podría Europa incentivar la fabricación local de estos equipos para ganar independencia estratégica? ¿Cómo valora las actuales políticas impulsadas por la UE en este sentido? ¿Son viables?
La fabricación de equipos para energías renovables ha estado dominada por empresas asiáticas, especialmente chinas, que han saturado el mercado global con productos a precios muy competitivos. Si bien la implementación de medidas proteccionistas podría ayudar a proteger e incentivar la industria local, estas políticas también podrían aumentar los costes de la transición energética y ralentizar el proceso si no se gestionan adecuadamente.
Las actuales políticas de la UE, como el Plan Industrial del Pacto Verde, la Ley sobre la Industria de Cero Emisiones Netas y la Ley de Materias Primas Fundamentales, son pasos positivos hacia una industria más independiente. Sin embargo, la viabilidad de estas medidas dependerá en gran medida de su capacidad para hacer que los productos europeos sean competitivos en precio y calidad frente a las alternativas asiáticas.
AleaSoft utiliza inteligencia artificial en su metodología de previsión energética, ¿Cómo se emplea esta tecnología y qué tipos de algoritmos consideran más adecuados para el análisis predictivo en mercados energéticos volátiles? ¿Qué ventajas específicas aporta la IA en términos de precisión y adaptación al cambio climático?
El uso de la Inteligencia Artificial (IA) en los modelos AleaModel de AleaSoft permite analizar grandes volúmenes de datos para identificar patrones y realizar previsiones precisas. Gracias a la IA, nuestros modelos se adaptan rápidamente a los cambios en las variables, incluyendo los cambios en los patrones meteorológicos resultantes del cambio climático, lo cual es fundamental para predecir precios y otras variables de los mercados de energía.
En particular, las redes neuronales recurrentes son especialmente útiles para trabajar con series temporales, como los datos de mercado, y resultan efectivas para predecir patrones de precios, demanda y producción en el sector de la energía.
Después de 25 años de experiencia, ¿cuál es el margen de error promedio de los modelos de predicción de AleaSoft, y cómo han logrado reducirlo con el tiempo? ¿Podría describir algún caso específico en el que sus previsiones hayan marcado una diferencia significativa en las decisiones estratégicas de sus clientes?
La base de nuestra metodología AleaModel se ha mantenido desde la fundación de AleaSoft, y aunque hoy en día la Inteligencia Artificial (IA) esté en auge, en AleaSoft fuimos pioneros en su uso para realizar previsiones para el sector de la energía con gran precisión. La constante inversión en I+D+i ha sido fundamental para la evolución de nuestros modelos, que hemos ido mejorando gracias a la investigación y la innovación continua.
El margen de error promedio de nuestras previsiones varía según el horizonte temporal y la variable analizada. Por ejemplo, en las previsiones de demanda eléctrica nacional de corto plazo, el margen de error suele ser inferior al 2%. Sin embargo, en las previsiones de precios de mercado, este margen puede ser mayor debido a la complejidad y volatilidad intrínsecas de los mercados de energía.
En las previsiones de curvas de precios a largo plazo, el objetivo principal es captar el equilibrio del mercado y proyectarlo hacia el futuro. Un ejemplo que solemos mostrar es una previsión de precios de largo plazo que realizamos en octubre de 2010, cuya precisión se ha mantenido a lo largo de los años. En aquel momento, el mix de generación era muy distinto al actual, con un predominio de los ciclos combinados de gas, una presencia significativa del carbón y menor capacidad de interconexión con Francia.
Desde entonces, el mercado ha cambiado considerablemente, con el crecimiento de la fotovoltaica, también de la eólica, que ya estaba presente el 2010, pero que ha continuado desarrollándose, el aumento de la capacidad de interconexión con Francia hasta el doble de lo que había en el momento en que hicimos la previsión, y la práctica desaparición del carbón. Sin embargo, nuestras previsiones se han mantenido precisas, ya que nuestros modelos lograron captar el equilibrio de mercado en los datos históricos y proyectarlo al futuro.
Previsión de precios de largo plazo del mercado ibérico de electricidad MIBEL realizada a finales de octubre de 2010 por AleaSoft.Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting.
En un contexto de transición energética hacia una economía descarbonizada y digitalizada, ¿cuál considera que será el papel de AleaSoft en el desarrollo de un sistema eléctrico más resiliente y flexible a nivel global? ¿Qué innovaciones tecnológicas o metodológicas planean implementar en los próximos años para afrontar estos desafíos?
En nuestros más de 25 años de experiencia, hemos sido testigos de la evolución del mercado eléctrico español prácticamente desde sus inicios, y nos motiva seguir acompañando este proceso en los próximos 25 años, cuando Europa se ha propuesto alcanzar las cero emisiones netas de gases de efecto invernadero. Nuestros clientes serán protagonistas en la transición energética, enfrentándose al reto de seguir desplegando las energías renovables y desarrollar nuevos vectores como el almacenamiento de energía. Al mismo tiempo, los grandes consumidores tendrán el desafío de descarbonizar sus procesos, y los operadores y distribuidores de red deberán planificar y garantizar la estabilidad de un sistema con una mayor penetración de fuentes de energía intermitentes.
En este contexto, nuestro objetivo es seguir apoyando a nuestros clientes en la planificación y optimización de sus operaciones a través de nuestras previsiones, análisis y conocimientos sobre los mercados de energía. Para lograrlo, continuaremos invirtiendo en I+D+i, mejorando nuestros modelos y servicios, y adaptándonos a los cambios que experimentará el sector en los próximos años.
