{"id":160726,"date":"2025-09-25T16:04:02","date_gmt":"2025-09-25T14:04:02","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=160726"},"modified":"2025-09-25T16:04:05","modified_gmt":"2025-09-25T14:04:05","slug":"entrevista-revista-energetica-antonio-delgado-rigal","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/entrevista-revista-energetica-antonio-delgado-rigal\/","title":{"rendered":"Entrevista de la Revista Energ\u00e9tica a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial y CEO de AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"<p class=\"Entradilla\"><strong>AleaSoft Energy Forecasting, 25 de septiembre de 2025. Entrevista de V\u00edctor Delgado, de la Revista Energ\u00e9tica, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n<div style='margin-top: 20px;margin-bottom: 20px;'><a title='AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO' href='https:\/\/aleasoft.com\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/20250909-AleaSoft-Antonio-Delgado-Rigal-CEO-scaled.jpg'><img class='aligncenter' src='https:\/\/aleasoft.com\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/20250909-AleaSoft-Antonio-Delgado-Rigal-CEO-scaled.jpg' alt='AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO' width='740'\/><\/a><\/div>\n<p><strong>Un a\u00f1o despu\u00e9s de la actualizaci\u00f3n del PNIEC 2023\u20112030, \u00bfc\u00f3mo ve el despliegue en Espa\u00f1a de cara a cumplir sus objetivos?<\/strong><\/p>\n<p>Espa\u00f1a avanza r\u00e1pido en renovables, especialmente en fotovoltaica y e\u00f3lica, pero el ritmo en redes, almacenamiento e interconexiones son un cuello de botella.<\/p>\n<p>Las redes de distribuci\u00f3n y trasporte deben crecer significativamente para dar paso a todos los proyectos renovables, de almacenamiento y de nueva demanda que se necesitan.<\/p>\n<p>La capacidad de las interconexiones con Francia debe ser mucho mayor, tal y como plantea el PNIEC.<\/p>\n<p>Hay que seguir avanzando en la modernizaci\u00f3n y digitalizaci\u00f3n de redes y encauzar nuevas medidas regulatorias para que el apag\u00f3n de abril no se repita.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>\u00bfQu\u00e9 efectos tendr\u00e1 o est\u00e1 teniendo la aprobaci\u00f3n del Real Decreto-ley 7\/2025 de medidas urgentes para reforzar el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol?<\/strong><\/p>\n<p>El Real Decreto\u2011ley 7\/2025 no fue convalidado y qued\u00f3 derogado por el Congreso, por lo que sus medidas no est\u00e1n vigentes. Varias de las necesidades que pretend\u00eda atender (m\u00e1s resiliencia de la red, servicios del sistema, ajustes normativos del r\u00e9gimen retributivo) se est\u00e1n reencauzando por otras v\u00edas regulatorias ordinarias. En resumen, hay continuidad en objetivos, pero sin ese instrumento concreto.<\/p>\n<p>En cualquier caso, consideramos necesarias las medidas orientadas a impulsar el almacenamiento, la flexibilidad y la electrificaci\u00f3n, que son esenciales para avanzar en la transici\u00f3n energ\u00e9tica.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>\u00bfC\u00f3mo ha cambiado el sector el\u00e9ctrico tras el apag\u00f3n? \u00bfCu\u00e1les han sido sus efectos m\u00e1s inmediatos?<\/strong><\/p>\n<p>El apag\u00f3n del 28 de abril de 2025 evidenci\u00f3 la importancia de la estabilidad de frecuencia, las interconexiones y la respuesta r\u00e1pida. Seg\u00fan explicaron Red El\u00e9ctrica y ENTSO\u2011E, en Espa\u00f1a no se produjo una p\u00e9rdida masiva de suministro, aunque s\u00ed fue necesario activar medidas de defensa y realizar un an\u00e1lisis detallado de las causas. Esto ha servido para reforzar los procedimientos y mejorar la coordinaci\u00f3n regional. El aprendizaje ha sido la necesidad de m\u00e1s flexibilidad (demanda y almacenamiento), automatismos y una red m\u00e1s robusta.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>\u00bfQu\u00e9 vectores del mercado el\u00e9ctrico, como el almacenamiento, redes o interconexiones, considera prioritarios para integrar la e\u00f3lica y fotovoltaica de manera sostenible?<\/strong><\/p>\n<p>La prioridad n\u00famero son las redes. La integraci\u00f3n masiva de renovables exige acelerar la ejecuci\u00f3n de la planificaci\u00f3n 2021-2026, incluidas sus modificaciones puntuales, y poner en marcha cuanto antes el plan 2025-2030. Hoy existen m\u00e1s de 26\u00a0GW de proyectos e\u00f3licos y fotovoltaicos que han solicitado permisos de acceso y conexi\u00f3n y est\u00e1n en curso, lo que refleja la saturaci\u00f3n de la red. Sin refuerzos, ser\u00e1 imposible aprovechar todo el potencial fotovoltaico y e\u00f3lico.<\/p>\n<p>La segunda prioridad son las interconexiones internacionales. Espa\u00f1a sigue en torno al 2\u20113 % de capacidad de interconexi\u00f3n el\u00e9ctrica con Francia, muy por debajo del objetivo europeo del 15 % en 2030. Un sistema m\u00e1s interconectado permitir\u00e1 exportar excedentes renovables, reducir vertidos y mejorar la seguridad de suministro.<\/p>\n<p>Como tercera prioridad est\u00e1 el almacenamiento. El PNIEC fija una meta de 22,5\u00a0GW de almacenamiento en 2030, frente a los 5,7\u00a0GW actuales, principalmente bombeo hidroel\u00e9ctrico y termosolar. Es imprescindible acelerar el despliegue tanto de bater\u00edas 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 tensi\u00f3n.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>\u00bfEst\u00e1 el desarrollo del hidr\u00f3geno verde tan paralizado como algunos quieren hacer ver o estamos solo en una ralentizaci\u00f3n moment\u00e1nea antes de su desarrollo definitivo?<\/strong><\/p>\n<p>Es una ralentizaci\u00f3n selectiva, no un par\u00f3n estructural. Las segundas subastas del European Hydrogen Bank adjudicaron 992 millones de euros a 15 proyectos, con Espa\u00f1a liderando en n\u00famero. A nivel nacional, el esquema AaaS (Auction\u2011as-a\u2011Service) asign\u00f3 377 millones de euros a 485\u00a0MW de electrolizadores. Persisten retos como asegurar electricidad renovable competitiva, contratos de suministro industrial y agilizar la tramitaci\u00f3n, pero la se\u00f1al de inversi\u00f3n existe. Espa\u00f1a mantiene la meta de 12\u00a0GW de electr\u00f3lisis en 2030, y el desarrollo depender\u00e1 m\u00e1s de costes y regulaci\u00f3n europea que de falta de inter\u00e9s inversor.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>\u00bfC\u00f3mo valora la adaptaci\u00f3n del mercado el\u00e9ctrico europeo a los nuevos vectores como e\u00f3licas, bater\u00edas, hidr\u00f3geno y veh\u00edculos el\u00e9ctricos?<\/strong><\/p>\n<p>La <strong>reforma del dise\u00f1o de mercado<\/strong>, 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 implementaci\u00f3n nacional: calendarios, reglas y gesti\u00f3n de congestiones.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>En un escenario con excesos renovables y bajo precio marginal, \u00bfqu\u00e9 papel juega la gesti\u00f3n activa de la demanda y qu\u00e9 herramientas anticipan un mejor aprovechamiento?<\/strong><\/p>\n<p>Es clave. El SRAD (Servicio de respuesta activa de la demanda) y la agregaci\u00f3n de demanda permiten desplazar consumos, reducir vertidos y comprar a un menor precio. Con el cambio de los mercados a 15 minutos que comenzar\u00e1 el 1 de octubre (MTU-15) y los mercados intradiarios, la optimizaci\u00f3n necesita previsiones subhorarias coordinadas de demanda, precios y generaci\u00f3n distribuida, adem\u00e1s de algoritmos de scheduling para industria y recarga.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>\u00bfCree que continuar\u00e1n los episodios recurrentes de precios negativos? \u00bfQu\u00e9 reflejan sus previsiones?<\/strong><\/p>\n<p>S\u00ed, seguir\u00e1n siendo recurrentes en fines de semana y festivos con fotovoltaica alta y demanda baja, y en horas con congestiones locales. En 2024, Espa\u00f1a ya registr\u00f3 horas con precios negativos y en 2025 la frecuencia ha aumentado en primavera\u2011verano. En el futuro, el despliegue del almacenamiento y la gesti\u00f3n de la demanda tender\u00e1n a acortar su frecuencia.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>\u00bfCu\u00e1l es su diagn\u00f3stico sobre el desarrollo del mercado de capacidad en Espa\u00f1a y su efecto sobre el despliegue del almacenamiento?<\/strong><\/p>\n<p>El marco europeo ya ha normalizado los mecanismos de capacidad, con ejemplos consolidados en Reino Unido, Italia o Francia. En Espa\u00f1a, aunque se han publicado planes y documentos de dise\u00f1o, y el Real Decreto\u2011ley 7\/2025 reconoci\u00f3 la utilidad p\u00fablica del almacenamiento, todav\u00eda falta el despliegue efectivo de subastas con reglas claras para las bater\u00edas: duraci\u00f3n m\u00ednima de la descarga, criterios de disponibilidad, test de estr\u00e9s y r\u00e9gimen de penalizaciones. Un calendario cre\u00edble, multianual y alineado con el PNIEC ser\u00e1 determinante para garantizar la bancabilidad del almacenamiento y acelerar su despliegue.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>Desde la perspectiva de AleaSoft, \u00bfqu\u00e9 elementos de la reforma europea del mercado energ\u00e9tico est\u00e1n favoreciendo la atracci\u00f3n de inversi\u00f3n renovable?<\/strong><\/p>\n<p>La reforma europea del mercado el\u00e9ctrico incorpora varios instrumentos que favorecen la inversi\u00f3n en renovables. Los PPAs, reforzados gracias a una mayor transparencia y liquidez, ofrecen visibilidad de ingresos a largo plazo. Los CfDs a dos v\u00edas, aplicables a nueva capacidad, reducen la exposici\u00f3n al riesgo de precios. A esto se a\u00f1aden los mecanismos de capacidad y la demanda\u2011respuesta, que proporcionan ingresos por flexibilidad. Todo ello se complementa con la estandarizaci\u00f3n de productos y la introducci\u00f3n del MTU-15 en el acoplamiento diario, que aumentan la eficiencia y mejoran las se\u00f1ales de mercado. En conjunto, se configura un marco m\u00e1s estable y financiable para impulsar la inversi\u00f3n renovable.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n<p><strong>Si AleaSoft tuviera que resumir las recomendaciones m\u00e1s relevantes para acelerar la transici\u00f3n energ\u00e9tica en Espa\u00f1a \u2014en t\u00e9rminos regulatorios, mercado y tecnolog\u00eda\u2014, \u00bfcu\u00e1les ser\u00edan?<\/strong><\/p>\n<p>Desde AleaSoft identificamos seis prioridades clave para acelerar la transici\u00f3n energ\u00e9tica en Espa\u00f1a. En primer lugar, es imprescindible reforzar las redes y las interconexiones, ejecutando con agilidad la planificaci\u00f3n 2021-2026 y poniendo en marcha la de 2025-2030, con especial atenci\u00f3n a los corredores de evacuaci\u00f3n y a los refuerzos en las zonas donde ya se registran vertidos de renovables. En segundo lugar, se debe avanzar en la definici\u00f3n de un calendario de mercado de capacidad y servicios de no\u2011frecuencia, como tensi\u00f3n e inercia sint\u00e9tica, con reglas claras y bancables para el desarrollo de bater\u00edas y bombeo, con el objetivo de alcanzar los 22,5\u00a0GW de almacenamiento previstos en el PNIEC. Tambi\u00e9n es fundamental consolidar el MTU-15, as\u00ed como facilitar los PPAs y coberturas a largo plazo, incluyendo los PPAs h\u00edbridos con almacenamiento. En materia de hidr\u00f3geno, resulta clave coordinar las ayudas con la demanda industrial y asegurar el acceso a electricidad renovable a precios m\u00e1s bajos, bien a trav\u00e9s de PPAs o aprovechando las horas valle. En el \u00e1mbito de la demanda, es necesario acelerar la agregaci\u00f3n y el despliegue del SRAD en sectores como la industria, la electromovilidad y los centros de datos, mediante se\u00f1ales horarias y una gesti\u00f3n activa del consumo. Por \u00faltimo, conviene impulsar la hibridaci\u00f3n de plantas solares y e\u00f3licas con almacenamiento, ya que esta estrategia permite aprovechar mejor los puntos de conexi\u00f3n existentes, reducir vertidos, alargar el perfil horario de producci\u00f3n renovable y mejorar la gesti\u00f3n de riesgos en PPAs. Adem\u00e1s, esto refuerza la competitividad de los proyectos al ofrecer un producto m\u00e1s estable y predecible para la red y para los offtakers. En conjunto, todas estas medidas son complementarias: sin redes e interconexiones no se integrar\u00e1n las renovables, sin flexibilidad no habr\u00e1 seguridad de suministro, y sin demanda activa, la electrificaci\u00f3n no alcanzar\u00e1 sus objetivos.<\/p>\n<p>\u00a0<\/p>\n\n\n<p><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>AleaSoft Energy Forecasting, 25 de septiembre de 2025. Entrevista de V\u00edctor Delgado, de la Revista Energ\u00e9tica, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting. Un a\u00f1o despu\u00e9s de la actualizaci\u00f3n del PNIEC 2023\u20112030, \u00bfc\u00f3mo ve el despliegue en Espa\u00f1a de cara a cumplir sus objetivos? 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