AleaSoft Energy Forecasting, 25 de septiembre de 2025. Entrevista de Víctor Delgado, de la Revista Energética, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.
Un año después de la actualización del PNIEC 2023‑2030, ¿cómo ve el despliegue en España de cara a cumplir sus objetivos?
España avanza rápido en renovables, especialmente en fotovoltaica y eólica, pero el ritmo en redes, almacenamiento e interconexiones son un cuello de botella.
Las redes de distribución y trasporte deben crecer significativamente para dar paso a todos los proyectos renovables, de almacenamiento y de nueva demanda que se necesitan.
La capacidad de las interconexiones con Francia debe ser mucho mayor, tal y como plantea el PNIEC.
Hay que seguir avanzando en la modernización y digitalización de redes y encauzar nuevas medidas regulatorias para que el apagón de abril no se repita.
¿Qué efectos tendrá o está teniendo la aprobación del Real Decreto-ley 7/2025 de medidas urgentes para reforzar el sistema eléctrico español?
El Real Decreto‑ley 7/2025 no fue convalidado y quedó derogado por el Congreso, por lo que sus medidas no están vigentes. Varias de las necesidades que pretendía atender (más resiliencia de la red, servicios del sistema, ajustes normativos del régimen retributivo) se están reencauzando por otras vías regulatorias ordinarias. En resumen, hay continuidad en objetivos, pero sin ese instrumento concreto.
En cualquier caso, consideramos necesarias las medidas orientadas a impulsar el almacenamiento, la flexibilidad y la electrificación, que son esenciales para avanzar en la transición energética.
¿Cómo ha cambiado el sector eléctrico tras el apagón? ¿Cuáles han sido sus efectos más inmediatos?
El apagón del 28 de abril de 2025 evidenció la importancia de la estabilidad de frecuencia, las interconexiones y la respuesta rápida. Según explicaron Red Eléctrica y ENTSO‑E, en España no se produjo una pérdida masiva de suministro, aunque sí fue necesario activar medidas de defensa y realizar un análisis detallado de las causas. Esto ha servido para reforzar los procedimientos y mejorar la coordinación regional. El aprendizaje ha sido la necesidad de más flexibilidad (demanda y almacenamiento), automatismos y una red más robusta.
¿Qué vectores del mercado eléctrico, como el almacenamiento, redes o interconexiones, considera prioritarios para integrar la eólica y fotovoltaica de manera sostenible?
La prioridad número son las redes. La integración masiva de renovables exige acelerar la ejecución de la planificación 2021-2026, incluidas sus modificaciones puntuales, y poner en marcha cuanto antes el plan 2025-2030. Hoy existen más de 26 GW de proyectos eólicos y fotovoltaicos que han solicitado permisos de acceso y conexión y están en curso, lo que refleja la saturación de la red. Sin refuerzos, será imposible aprovechar todo el potencial fotovoltaico y eólico.
La segunda prioridad son las interconexiones internacionales. España sigue en torno al 2‑3 % de capacidad de interconexión eléctrica con Francia, muy por debajo del objetivo europeo del 15 % en 2030. Un sistema más interconectado permitirá exportar excedentes renovables, reducir vertidos y mejorar la seguridad de suministro.
Como tercera prioridad está el almacenamiento. El PNIEC fija una meta de 22,5 GW de almacenamiento en 2030, frente a los 5,7 GW actuales, principalmente bombeo hidroeléctrico y termosolar. Es imprescindible acelerar el despliegue tanto de baterías como de nuevos proyectos de bombeo reversible, para desplazar excedentes solares hacia horas de mayor demanda y aportar servicios de ajuste, inercia y control de tensión.
¿Está el desarrollo del hidrógeno verde tan paralizado como algunos quieren hacer ver o estamos solo en una ralentización momentánea antes de su desarrollo definitivo?
Es una ralentización selectiva, no un parón estructural. Las segundas subastas del European Hydrogen Bank adjudicaron 992 millones de euros a 15 proyectos, con España liderando en número. A nivel nacional, el esquema AaaS (Auction‑as-a‑Service) asignó 377 millones de euros a 485 MW de electrolizadores. Persisten retos como asegurar electricidad renovable competitiva, contratos de suministro industrial y agilizar la tramitación, pero la señal de inversión existe. España mantiene la meta de 12 GW de electrólisis en 2030, y el desarrollo dependerá más de costes y regulación europea que de falta de interés inversor.
¿Cómo valora la adaptación del mercado eléctrico europeo a los nuevos vectores como eólicas, baterías, hidrógeno y vehículos eléctricos?
La reforma del diseño de mercado, en vigor desde julio de 2024, mejora marcos para PPAs y CfDs (Contratos por Diferencias) bilaterales y normaliza los mecanismos de capacidad. Esto reduce volatilidad percibida por consumidores y da certidumbre a inversiones renovables y de flexibilidad. El reto pasa a la implementación nacional: calendarios, reglas y gestión de congestiones.
En un escenario con excesos renovables y bajo precio marginal, ¿qué papel juega la gestión activa de la demanda y qué herramientas anticipan un mejor aprovechamiento?
Es clave. El SRAD (Servicio de respuesta activa de la demanda) y la agregación de demanda permiten desplazar consumos, reducir vertidos y comprar a un menor precio. Con el cambio de los mercados a 15 minutos que comenzará el 1 de octubre (MTU-15) y los mercados intradiarios, la optimización necesita previsiones subhorarias coordinadas de demanda, precios y generación distribuida, además de algoritmos de scheduling para industria y recarga.
¿Cree que continuarán los episodios recurrentes de precios negativos? ¿Qué reflejan sus previsiones?
Sí, seguirán siendo recurrentes en fines de semana y festivos con fotovoltaica alta y demanda baja, y en horas con congestiones locales. En 2024, España ya registró horas con precios negativos y en 2025 la frecuencia ha aumentado en primavera‑verano. En el futuro, el despliegue del almacenamiento y la gestión de la demanda tenderán a acortar su frecuencia.
¿Cuál es su diagnóstico sobre el desarrollo del mercado de capacidad en España y su efecto sobre el despliegue del almacenamiento?
El marco europeo ya ha normalizado los mecanismos de capacidad, con ejemplos consolidados en Reino Unido, Italia o Francia. En España, aunque se han publicado planes y documentos de diseño, y el Real Decreto‑ley 7/2025 reconoció la utilidad pública del almacenamiento, todavía falta el despliegue efectivo de subastas con reglas claras para las baterías: duración mínima de la descarga, criterios de disponibilidad, test de estrés y régimen de penalizaciones. Un calendario creíble, multianual y alineado con el PNIEC será determinante para garantizar la bancabilidad del almacenamiento y acelerar su despliegue.
Desde la perspectiva de AleaSoft, ¿qué elementos de la reforma europea del mercado energético están favoreciendo la atracción de inversión renovable?
La reforma europea del mercado eléctrico incorpora varios instrumentos que favorecen la inversión en renovables. Los PPAs, reforzados gracias a una mayor transparencia y liquidez, ofrecen visibilidad de ingresos a largo plazo. Los CfDs a dos vías, aplicables a nueva capacidad, reducen la exposición al riesgo de precios. A esto se añaden los mecanismos de capacidad y la demanda‑respuesta, que proporcionan ingresos por flexibilidad. Todo ello se complementa con la estandarización de productos y la introducción del MTU-15 en el acoplamiento diario, que aumentan la eficiencia y mejoran las señales de mercado. En conjunto, se configura un marco más estable y financiable para impulsar la inversión renovable.
Si AleaSoft tuviera que resumir las recomendaciones más relevantes para acelerar la transición energética en España —en términos regulatorios, mercado y tecnología—, ¿cuáles serían?
Desde AleaSoft identificamos seis prioridades clave para acelerar la transición energética en España. En primer lugar, es imprescindible reforzar las redes y las interconexiones, ejecutando con agilidad la planificación 2021-2026 y poniendo en marcha la de 2025-2030, con especial atención a los corredores de evacuación y a los refuerzos en las zonas donde ya se registran vertidos de renovables. En segundo lugar, se debe avanzar en la definición de un calendario de mercado de capacidad y servicios de no‑frecuencia, como tensión e inercia sintética, con reglas claras y bancables para el desarrollo de baterías y bombeo, con el objetivo de alcanzar los 22,5 GW de almacenamiento previstos en el PNIEC. También es fundamental consolidar el MTU-15, así como facilitar los PPAs y coberturas a largo plazo, incluyendo los PPAs híbridos con almacenamiento. En materia de hidrógeno, resulta clave coordinar las ayudas con la demanda industrial y asegurar el acceso a electricidad renovable a precios más bajos, bien a través de PPAs o aprovechando las horas valle. En el ámbito de la demanda, es necesario acelerar la agregación y el despliegue del SRAD en sectores como la industria, la electromovilidad y los centros de datos, mediante señales horarias y una gestión activa del consumo. Por último, conviene impulsar la hibridación de plantas solares y eólicas con almacenamiento, ya que esta estrategia permite aprovechar mejor los puntos de conexión existentes, reducir vertidos, alargar el perfil horario de producción renovable y mejorar la gestión de riesgos en PPAs. Además, esto refuerza la competitividad de los proyectos al ofrecer un producto más estable y predecible para la red y para los offtakers. En conjunto, todas estas medidas son complementarias: sin redes e interconexiones no se integrarán las renovables, sin flexibilidad no habrá seguridad de suministro, y sin demanda activa, la electrificación no alcanzará sus objetivos.
