{"id":161663,"date":"2025-10-31T11:59:26","date_gmt":"2025-10-31T10:59:26","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=161663"},"modified":"2025-11-14T13:32:17","modified_gmt":"2025-11-14T12:32:17","slug":"entrevista-energynews-antonio-delgado-rigal-noviembre-2025","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/entrevista-energynews-antonio-delgado-rigal-noviembre-2025\/","title":{"rendered":"Entrevista de EnergyNews a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial y CEO de AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 31 de octubre de 2025. Entrevista de EnergyNews, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO<\/a><\/div>\n

La evoluci\u00f3n del mercado el\u00e9ctrico espa\u00f1ol durante los primeros nueve meses de 2025<\/strong><\/p>\n

El mercado el\u00e9ctrico espa\u00f1ol<\/strong> ha mantenido en 2025 una din\u00e1mica marcada por la alta penetraci\u00f3n renovable, la estabilidad del gas natural y la alta volatilidad horaria. Durante los primeros diez meses, el precio promedio del mercado mayorista OMIE<\/strong> se situ\u00f3 en torno a los 65\u00a0\u20ac\/MWh, lo que representa un incremento de cerca del 20% frente al mismo per\u00edodo de 2024.<\/p>\n

El invierno comenz\u00f3 con precios relativamente altos, impulsados por la tensi\u00f3n en los mercados internacionales de gas y por condiciones meteorol\u00f3gicas fr\u00edas. A partir de marzo, el aumento de la producci\u00f3n solar fotovoltaica<\/strong>, junto con una demanda el\u00e9ctrica<\/strong> moderada, llev\u00f3 a registrar m\u00faltiples jornadas con precios cero e incluso negativos, especialmente en abril y mayo.<\/p>\n

El episodio m\u00e1s relevante del a\u00f1o fue el apag\u00f3n del 28 de abril, provocado por una concatenaci\u00f3n de eventos t\u00e9cnicos que llevaron a la desconexi\u00f3n de gran parte del sistema ib\u00e9rico. Este evento impuls\u00f3 posteriores medidas de refuerzo en el control de tensi\u00f3n y en la operativa de las renovables. En el tercer trimestre, el repunte de la demanda, una ligera ca\u00edda de la producci\u00f3n hidr\u00e1ulica<\/strong> y un gas m\u00e1s estable alrededor de 30\u201135\u00a0\u20ac\/MWh moderaron las ca\u00eddas de precios, aunque sin eliminar la volatilidad estructural.<\/p>\n

\u00bfQu\u00e9 factores han tenido mayor impacto en los precios este a\u00f1o?<\/strong><\/p>\n

Los factores principales han sido cuatro:<\/p>\n

    \n
  • Precio del gas TTF<\/strong>: sigue siendo el principal referente del coste marginal de los ciclos combinados. Su descenso desde los picos invernales (~58\u00a0\u20ac\/MWh a mediados de febrero) hasta niveles justo por encima de 30\u00a0\u20ac\/MWh a finales de agosto ha reducido los precios marginales en las horas de mayor demanda, pero que se ha visto contrarrestado en parte por el aumento de los precios de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>.<\/li>\n
  • Generaci\u00f3n renovable<\/strong> r\u00e9cord: la alta producci\u00f3n solar e hidroel\u00e9ctrica ha desplazado tecnolog\u00edas m\u00e1s caras y generado m\u00e1s horas a precio cero. Solo en el primer semestre se registraron m\u00e1s de 600 horas con precios cero o negativos.<\/li>\n
  • Condiciones meteorol\u00f3gicas e hidr\u00e1ulicas: los meses primaverales h\u00famedos favorecieron precios bajos, mientras que el verano seco tension\u00f3 ligeramente los precios en los picos de demanda.<\/li>\n
  • Efectos regulatorios y t\u00e9cnicos: tras el apag\u00f3n del 28 de abril, el sistema ha operado bajo condiciones reforzadas que limitaron la flexibilidad temporalmente en algunos nudos.<\/li>\n<\/ul>\n

    \u00bfHa habido situaciones inesperadas que hayan tenido impacto en el mercado?<\/strong><\/p>\n

    El evento m\u00e1s inesperado y de mayor impacto fue el apag\u00f3n del 28 de abril de 2025, que provoc\u00f3 la p\u00e9rdida temporal de unos 15\u00a0GW en la Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica. Este suceso puso de relieve la vulnerabilidad del sistema frente a grandes penetraciones de renovables sin unos servicios suficientes de control de tensi\u00f3n.<\/p>\n

    Tras el incidente, Red El\u00e9ctrica y la CNMC implementaron medidas preventivas y correctivas: revisi\u00f3n de control de tensi\u00f3n, servicios de inercia sint\u00e9tica y capacidad de arranque en negro, y nuevas pruebas de resistencia operativa para generadores y comercializadoras.<\/p>\n

    Escenarios de precios y demanda previstos para el invierno 2025\u20132026<\/strong><\/p>\n

    Seg\u00fan las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, el invierno 2025\u20132026 estar\u00e1 marcado por precios moderados, con un rango medio esperado entre 60 y 80\u00a0\u20ac\/MWh, dependiendo del comportamiento del gas y la meteorolog\u00eda.<\/p>\n

    En el escenario base, con gas TTF en torno a 30\u201135\u00a0\u20ac\/MWh y precios del CO\u2082 estables (~70\u00a0\u20ac\/t), se espera una evoluci\u00f3n de precios m\u00e1s baja que la del invierno anterior.<\/p>\n

    En un escenario alcista (ola de fr\u00edo europea y baja producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>), los precios podr\u00edan superar 100\u00a0\u20ac\/MWh.<\/p>\n

    En un escenario bajista (abundante viento e hidr\u00e1ulica), se podr\u00edan registrar promedios mensuales por debajo de 20\u00a0\u20ac\/MWh.<\/p>\n

    La demanda crecer\u00e1 ligeramente por la electrificaci\u00f3n residencial e industrial.<\/p>\n

    El papel del gas en los precios durante la temporada invernal<\/strong><\/p>\n

    El gas natural sigue siendo la tecnolog\u00eda marginal que fija el precio en muchas horas. Durante el invierno, el equilibrio entre oferta de GNL y almacenamiento europeo ser\u00e1 determinante. Si el TTF se mantiene en 30\u201140\u00a0\u20ac\/MWh, el impacto ser\u00e1 moderado. Cualquier perturbaci\u00f3n geopol\u00edtica podr\u00eda tensionar el mercado y elevar los precios de los mercados el\u00e9ctricos. A medio plazo, su influencia disminuir\u00e1 gracias al almacenamiento de energ\u00eda<\/strong> y la gesti\u00f3n de demanda.<\/p>\n

    Impacto de la penetraci\u00f3n de renovables y almacenamiento en los precios y la estabilidad del sistema<\/strong><\/p>\n

    La creciente penetraci\u00f3n de renovables est\u00e1 transformando la estructura de precios: mayor volatilidad intradiaria, incremento de horas a precio cero o negativo y riesgos de vertidos de energ\u00eda. El desarrollo del almacenamiento en bater\u00edas<\/strong> (BESS<\/strong>) ser\u00e1 clave para corregir estos desequilibrios. Aunque la potencia instalada es a\u00fan modesta, el pipeline supera los 20\u00a0GW. Las bater\u00edas permitir\u00e1n absorber excedentes y aportar estabilidad de frecuencia y tensi\u00f3n.<\/p>\n

    Previsiones a medio plazo para el mercado el\u00e9ctrico espa\u00f1ol y europeo<\/strong><\/p>\n

    AleaSoft prev\u00e9 que los precios europeos contin\u00faen en una tendencia descendente estructural, con mayor dispersi\u00f3n horaria. En Espa\u00f1a, el crecimiento renovable reducir\u00e1 los precios medios anuales, aunque aumentar\u00e1n las horas a cero. A nivel europeo, la convergencia de precios crecer\u00e1 con interconexiones<\/strong> y mecanismos de capacidad<\/strong> y flexibilidad. Los activos flexibles \u2014bater\u00edas, bombeos<\/strong>, hidr\u00f3geno verde<\/strong>\u2014 ganar\u00e1n valor estrat\u00e9gico.<\/p>\n

    Episodios de precios cero: \u00bfse repetir\u00e1n en 2025 y 2026?<\/strong><\/p>\n

    S\u00ed, con toda probabilidad se repetir\u00e1n, sobre todo en primavera y oto\u00f1o con alta generaci\u00f3n fotovoltaica y baja demanda. La clave no es evitarlos, sino gestionarlos y aprovechar las oportunidades que ofrecen para el arbitraje, el almacenamiento y la industria electrointensiva.<\/p>\n

    \u00bfC\u00f3mo deben afrontarse los episodios de precios cero?<\/strong><\/p>\n

    Las empresas deben adoptar estrategias de gesti\u00f3n activa: desplazar consumos, usar almacenamiento, dise\u00f1ar PPAs<\/strong> y coberturas<\/strong> adaptadas, e incorporar flexibilidad operativa. A nivel macro, el objetivo debe ser transformar la abundancia renovable en valor econ\u00f3mico, evitando vertidos y p\u00e9rdidas.<\/p>\n

    Adaptaci\u00f3n regulatoria y de mercado ante precios cero<\/strong><\/p>\n

    La regulaci\u00f3n debe incentivar la flexibilidad mediante mecanismos de capacidad, servicios de tensi\u00f3n y respuesta de demanda. Es necesario simplificar la conexi\u00f3n de proyectos h\u00edbridos, revisar peajes y reforzar la red el\u00e9ctrica. Solo as\u00ed se garantizar\u00e1 la estabilidad t\u00e9cnica y econ\u00f3mica del sistema.<\/p>\n

    El panorama general del mercado el\u00e9ctrico<\/strong><\/p>\n

    El mercado el\u00e9ctrico espa\u00f1ol de 2025 vive una transformaci\u00f3n estructural. La volatilidad es un reflejo natural de la transici\u00f3n hacia un sistema m\u00e1s renovable y flexible. Los pr\u00f3ximos a\u00f1os ser\u00e1n decisivos: el desarrollo del almacenamiento, los mercados de capacidad y la gesti\u00f3n de demanda configurar\u00e1n un sistema m\u00e1s estable, resiliente y competitivo. Espa\u00f1a puede convertirse en referente europeo si mantiene estabilidad regulatoria y visi\u00f3n de largo plazo.<\/p>\n

    Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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