{"id":165384,"date":"2026-03-20T14:34:19","date_gmt":"2026-03-20T13:34:19","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=165384"},"modified":"2026-03-20T14:36:04","modified_gmt":"2026-03-20T13:36:04","slug":"entrevista-pv-magazine-antonio-delgado-rigal-marzo-2026","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/entrevista-pv-magazine-antonio-delgado-rigal-marzo-2026\/","title":{"rendered":"Entrevista de pv magazine a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial y CEO de AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 20 de marzo de 2026. Entrevista de Sergio Matalucci, de pv magazine, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - Hydrogen production costs<\/a><\/div>\n

\u00bfC\u00f3mo cambia la actual situaci\u00f3n geopol\u00edtica los planes de negocio de las inversiones en hidr\u00f3geno?<\/strong><\/p>\n

La geopol\u00edtica ha reforzado el valor estrat\u00e9gico del hidr\u00f3geno en Europa, pero tambi\u00e9n ha hecho mucho m\u00e1s exigentes los planes de negocio. Ya no basta con anunciar capacidad o presentar proyectos ambiciosos: ahora los inversores buscan demanda real, contratos de compra s\u00f3lidos, acceso a electricidad renovable competitiva y un marco regulatorio m\u00e1s claro. En este contexto, el hidr\u00f3geno se ve no solo como una v\u00eda de descarbonizaci\u00f3n, sino tambi\u00e9n como una herramienta de seguridad energ\u00e9tica, reindustrializaci\u00f3n y reducci\u00f3n de la dependencia exterior.<\/p>\n

\u00bfEn qu\u00e9 pa\u00eds es m\u00e1s visible esto? \u00bfPor qu\u00e9?<\/strong><\/p>\n

Si hubiera que se\u00f1alar un pa\u00eds donde este cambio es m\u00e1s visible, dir\u00eda Alemania. Es el caso m\u00e1s claro porque la crisis del gas tras la invasi\u00f3n rusa de Ucrania hizo mucho m\u00e1s evidente el coste estrat\u00e9gico de depender de importaciones f\u00f3siles, y eso ha empujado al pa\u00eds a convertir el hidr\u00f3geno en una pieza central de su pol\u00edtica industrial y de seguridad energ\u00e9tica. No es casual que Berl\u00edn haya aprobado una estrategia espec\u00edfica de importaci\u00f3n que prev\u00e9 cubrir con importaciones entre el 50% y el 70% de su demanda de hidr\u00f3geno en 2030, y que ya est\u00e9 desplegando una red troncal nacional de hidr\u00f3geno de 9040\u00a0kil\u00f3metros. En Alemania, m\u00e1s que en otros mercados, la geopol\u00edtica ha pasado de ser contexto a ser un motor directo de inversi\u00f3n.<\/p>\n

\u00bfEsperan que estas consideraciones cambien?<\/strong><\/p>\n

S\u00ed, pero no en lo esencial. Si el conflicto se prolonga o reaparecen tensiones energ\u00e9ticas, estas consideraciones se reforzar\u00e1n a\u00fan m\u00e1s; si la situaci\u00f3n geopol\u00edtica se estabiliza, probablemente bajar\u00e1 algo la urgencia, pero no desaparecer\u00e1 el nuevo enfoque inversor. Europa ya ha incorporado el hidr\u00f3geno a una l\u00f3gica m\u00e1s amplia de competitividad, seguridad energ\u00e9tica y pol\u00edtica industrial, como refleja el Clean Industrial Deal y el refuerzo continuado del Banco Europeo del Hidr\u00f3geno. Al mismo tiempo, el gran filtro seguir\u00e1 siendo la demanda: la IEA insiste en que la principal incertidumbre no es solo geopol\u00edtica, sino la falta de offtake firme y de ingresos previsibles. En otras palabras, puede cambiar la intensidad del impulso, pero no la prioridad por proyectos m\u00e1s bancables y estrat\u00e9gicos.<\/p>\n

Por supuesto, todas estas consideraciones dependen de la duraci\u00f3n del conflicto, \u00bfcierto? En su opini\u00f3n, \u00bfqu\u00e9 duraci\u00f3n har\u00eda que las inversiones en hidr\u00f3geno fueran a\u00fan m\u00e1s interesantes?<\/strong><\/p>\n

S\u00ed, en parte, pero m\u00e1s que fijar una duraci\u00f3n exacta, lo decisivo es que el mercado perciba que el shock no es temporal. Si el conflicto dura solo unos meses, muchas inversiones seguir\u00e1n esperando. Si se prolonga dos o tres a\u00f1os, es decir, varios inviernos y un horizonte ya compatible con decisiones de cierre financiero, el hidr\u00f3geno pasa a verse como una apuesta mucho m\u00e1s s\u00f3lida. A partir de ah\u00ed, no solo pesa la descarbonizaci\u00f3n, sino tambi\u00e9n la cobertura frente a la volatilidad del gas, la dependencia exterior y el riesgo de nuevas tensiones de suministro. Para que el hidr\u00f3geno gane claramente atractivo inversor, el factor clave no es un episodio puntual, sino un escenario geopol\u00edtico tenso y persistente.<\/p>\n

\u00bfConsidera que actualmente el hidr\u00f3geno verde es m\u00e1s competitivo frente al hidr\u00f3geno gris y azul? \u00bfCu\u00e1ndo ser\u00eda el hidr\u00f3geno verde m\u00e1s conveniente que el hidr\u00f3geno azul? \u00bfA partir de qu\u00e9 precios del gas?<\/strong><\/p>\n

Hoy, en t\u00e9rminos generales, todav\u00eda no. En Europa el hidr\u00f3geno verde sigue siendo, de media, menos competitivo que el gris y que el azul. ACER sit\u00faa el coste del hidr\u00f3geno producido por electr\u00f3lisis en torno a 6\u00a0\u20ac\/kg y el renovable bajo criterios RFNBO cerca de 8\u00a0\u20ac\/kg, frente a menos de 3\u00a0\u20ac\/kg para el hidr\u00f3geno gris y alrededor de \u00a0 \u20ac\/kg para el azul con captura de CO2<\/sub>.<\/p>\n

Donde s\u00ed empieza a cambiar la comparaci\u00f3n es en los proyectos con electricidad renovable con costes muy competitivos, PPA estables y mayor presi\u00f3n regulatoria sobre las emisiones. Frente al hidr\u00f3geno azul, la referencia \u00fatil es el precio del gas: si el gas se mueve en torno a 40\u00a0\u20ac\/MWh, la ventana competitiva del azul es ya muy estrecha o puede haberse cerrado. Para que el hidr\u00f3geno azul mantenga una ventaja clara a largo plazo har\u00edan falta precios del gas en el entorno de 15\u00a0\u20ac\/MWh o inferiores, adem\u00e1s de capturas de CO2<\/sub> superiores al 90% y fugas de metano muy bajas.<\/p>\n

El hidr\u00f3geno verde a\u00fan no es m\u00e1s barato de forma general, pero cada vez es m\u00e1s defendible econ\u00f3micamente all\u00ed donde hay renovables competitivas y el gas deja de ser tener un coste bajo.<\/p>\n

Los expertos explican con raz\u00f3n que la semana pasada demostr\u00f3 que los sistemas de almacenamiento con bater\u00edas (BESS) no solo crean valor durante per\u00edodos de volatilidad de precios, sino que tambi\u00e9n hacen que los sistemas el\u00e9ctricos sean m\u00e1s resilientes frente a perturbaciones externas. Por ejemplo, algunos analistas mencionaron Espa\u00f1a, el Reino Unido, Alemania y los Pa\u00edses Bajos. \u00bfPor qu\u00e9 estos pa\u00edses son m\u00e1s resilientes que otros? \u00bfSer\u00eda este argumento tambi\u00e9n aplicable a pa\u00edses con una fuerte producci\u00f3n de hidr\u00f3geno verde?<\/strong><\/p>\n

Son m\u00e1s resilientes no simplemente por tener m\u00e1s bater\u00edas, sino porque combinan varias capas de flexibilidad. El Reino Unido tiene uno de los marcos m\u00e1s avanzados para integrar bater\u00edas, interconexi\u00f3n y almacenamiento de larga duraci\u00f3n, y la IEA ya sit\u00faa su capacidad de bater\u00edas utility-scale en torno al 15% de la punta de demanda en 2024. Alemania, por su parte, est\u00e1 incorporando flexibilidad no solo con almacenamiento, sino tambi\u00e9n con demanda gestionable y nuevos consumos flexibles; su regulador subraya expresamente que bater\u00edas, veh\u00edculos el\u00e9ctricos, bombas de calor y electrolizadores aportan de forma creciente a la seguridad de suministro.<\/p>\n

En Espa\u00f1a y en los Pa\u00edses Bajos la l\u00f3gica es parecida, aunque con matices. En Espa\u00f1a, tras los episodios de estr\u00e9s recientes, el almacenamiento ha pasado a considerarse un elemento cr\u00edtico de resiliencia y seguridad energ\u00e9tica, hasta el punto de que el PNIEC fija 22,5\u00a0GW de almacenamiento para 2030. En los Pa\u00edses Bajos, la presi\u00f3n viene sobre todo de la congesti\u00f3n de red y de la necesidad de integrar mucha generaci\u00f3n renovable variable; la OCDE dice de forma expl\u00edcita que la r\u00e1pida integraci\u00f3n de bater\u00edas a gran escala debe ser una prioridad.<\/p>\n

Estos pa\u00edses destacan porque tienen m\u00e1s renovables, m\u00e1s se\u00f1ales de precio, mercados m\u00e1s desarrollados y regulaciones que permiten que la flexibilidad se convierta en resiliencia operativa real.<\/p>\n

Parte de este argumento tambi\u00e9n aplicar\u00eda a pa\u00edses con una producci\u00f3n fuerte de hidr\u00f3geno verde, pero no exactamente de la misma manera. Las bater\u00edas son especialmente valiosas para la respuesta r\u00e1pida en segundos, minutos y horas, mientras que el hidr\u00f3geno aporta m\u00e1s en horizontes de varios d\u00edas, respaldo industrial y flexibilidad estacional. Un pa\u00eds con mucho hidr\u00f3geno verde puede ser m\u00e1s resiliente si sus electrolizadores operan de forma flexible y absorben excedentes renovables; pero el hidr\u00f3geno complementa a las bater\u00edas, no las sustituye.<\/p>\n

\u00bfC\u00f3mo pueden los datos allanar el camino para nuevas inversiones en activos de hidr\u00f3geno en el Viejo Continente?<\/strong><\/p>\n

Los datos pueden allanar nuevas inversiones en hidr\u00f3geno cuando convierten una ambici\u00f3n pol\u00edtica en un activo realmente financiable. En Europa eso significa disponer de informaci\u00f3n fiable sobre costes, demanda potencial, acceso a electricidad renovable, infraestructura disponible y posibles compradores. Una mayor transparencia sobre los costes del hidr\u00f3geno es esencial para orientar inversiones en producci\u00f3n e infraestructuras, y el gran cuello de botella sigue siendo transformar una demanda incierta en offtake bancable.<\/p>\n

El European Hydrogen Observatory ofrece datos sobre producci\u00f3n, demanda, costes e infraestructura, y el Hydrogen Mechanism de la Comisi\u00f3n recoge se\u00f1ales de oferta y demanda para conectar compradores y vendedores, orientar el desarrollo de transporte y almacenamiento y dar m\u00e1s visibilidad al mercado. Cuanto mejores sean los datos, menor ser\u00e1 la incertidumbre sobre localizaci\u00f3n, ingresos y uso real de los activos; y cuanto menor sea esa incertidumbre, m\u00e1s f\u00e1cil ser\u00e1 que nuevos proyectos lleguen a decisi\u00f3n final de inversi\u00f3n.<\/p>\n

\u00bfQu\u00e9 tiene Espa\u00f1a de particularmente espec\u00edfico en este contexto?<\/strong><\/p>\n

Lo m\u00e1s espec\u00edfico de Espa\u00f1a es que no parte del hidr\u00f3geno solo como una necesidad de descarbonizaci\u00f3n, sino como una ventaja competitiva potencial. Espa\u00f1a combina un recurso renovable especialmente favorable, una estrategia p\u00fablica muy expl\u00edcita y una escala objetivo muy ambiciosa. El PNIEC ya prev\u00e9 cerca de 12\u00a0GW de electrolizadores en 2030. Eso significa que, frente a otros pa\u00edses europeos m\u00e1s dependientes de importar energ\u00eda o hidr\u00f3geno, Espa\u00f1a aspira a producirlo con electricidad renovable competitiva y a convertir esa ventaja en pol\u00edtica industrial.<\/p>\n

Adem\u00e1s, Espa\u00f1a tiene una singularidad geogr\u00e1fica muy importante: puede actuar como plataforma de conexi\u00f3n entre el potencial renovable ib\u00e9rico y los grandes centros de consumo de Europa. Ah\u00ed encaja H2med, concebido para unir la Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica con Europa central y llevar hidr\u00f3geno renovable desde pa\u00edses con abundantes recursos, como Espa\u00f1a y Portugal, hacia mercados como Francia y Alemania. El caso espa\u00f1ol es distinto porque puede jugar a la vez el papel de productor, consumidor industrial y nodo exportador.<\/p>\n

\u00bfY en qu\u00e9 se diferencia el caso de Italia?<\/strong><\/p>\n

El caso italiano es diferente porque, frente a Espa\u00f1a, Italia encaja menos como gran productor-exportador apoyado en una ventaja renovable y m\u00e1s como gran mercado industrial, log\u00edstico y de tr\u00e1nsito. Su estrategia nacional deja claro que, hasta 2030, la demanda estar\u00e1 impulsada sobre todo por las obligaciones europeas en industria y transporte, y adem\u00e1s Italia ya parte de una base relevante de consumo de hidr\u00f3geno en usos convencionales: en su caso, como en Espa\u00f1a, m\u00e1s del 80% del consumo dom\u00e9stico se concentra en refino. Es decir, en Italia el hidr\u00f3geno se plantea sobre todo como herramienta de descarbonizaci\u00f3n de la industria y de sustituci\u00f3n de usos f\u00f3siles ya existentes.<\/p>\n

La otra gran diferencia es geogr\u00e1fica. Mientras Espa\u00f1a aspira a aprovechar su abundancia renovable para producir con costes competitivos, Italia quiere jugar adem\u00e1s un papel de puente energ\u00e9tico entre el norte de \u00c1frica y la demanda de Europa central. Ah\u00ed encajan el Italian H2 Backbone y el SoutH2 Corridor, concebidos para conectar el suministro procedente del norte de \u00c1frica y del sur de Italia con Austria y Alemania a partir de 2030. Si Espa\u00f1a se percibe m\u00e1s como origen potencial de producci\u00f3n renovable, Italia se perfila m\u00e1s claramente como nodo industrial y corredor estrat\u00e9gico de importaci\u00f3n y transporte.<\/p>\n

Entrevista en pv magazine<\/a><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 20 de marzo de 2026. Entrevista de Sergio Matalucci, de pv magazine, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting. \u00bfC\u00f3mo cambia la actual situaci\u00f3n geopol\u00edtica los planes de negocio de las inversiones en hidr\u00f3geno? 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