{"id":172092,"date":"2026-09-25T12:38:19","date_gmt":"2026-09-25T10:38:19","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=172092"},"modified":"2026-09-30T12:44:39","modified_gmt":"2026-09-30T10:44:39","slug":"entrevista-revista-energetica-antonio-delgado-rigal-septiembre-2026","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/entrevista-revista-energetica-antonio-delgado-rigal-septiembre-2026\/","title":{"rendered":"Entrevista de la Revista Energ\u00e9tica a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial y CEO de AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 25 de septiembre de 2026. Entrevista de Javier Monforte, de la Revista Energ\u00e9tica, 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

\u00bfCu\u00e1les ser\u00e1n los principales factores que condicionar\u00e1n el comportamiento de los mercados el\u00e9ctricos en Espa\u00f1a y Europa hasta finales de 2026?<\/strong><\/p>\n

De aqu\u00ed a finales de a\u00f1o seguiremos viendo volatilidad. Los precios del gas y del CO2<\/sub>, la situaci\u00f3n geopol\u00edtica, las temperaturas y la producci\u00f3n e\u00f3lica e hidr\u00e1ulica seguir\u00e1n siendo factores importantes. El reciente encarecimiento del gas ha vuelto a elevar los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos y seguir\u00e1 siendo un foco de incertidumbre.<\/p>\n

En Espa\u00f1a pesa, adem\u00e1s, el gran volumen de generaci\u00f3n fotovoltaica en las horas centrales. Ya no basta con mirar cu\u00e1nta capacidad renovable se instala, sino tambi\u00e9n si crecen la demanda, el almacenamiento y la red para absorberla. Por eso veremos m\u00e1s horas con precios muy bajos o negativos y otras, especialmente cuando desaparece la producci\u00f3n solar, con precios m\u00e1s altos. El perfil horario tiene cada vez m\u00e1s importancia.<\/p>\n

\u00bfHasta qu\u00e9 punto ser\u00e1 determinante el crecimiento de la demanda para el equilibrio del sistema y los precios a medio plazo?<\/strong><\/p>\n

Much\u00edsimo. Durante mucho tiempo el debate se centr\u00f3 en instalar m\u00e1s generaci\u00f3n renovable. Ahora necesitamos tambi\u00e9n que crezca el consumo el\u00e9ctrico, impulsado por la electrificaci\u00f3n del transporte y la industria, las bombas de calor y los centros de datos.<\/p>\n

Pero no importa solo cu\u00e1nto crezca, sino cu\u00e1ndo y d\u00f3nde. Una demanda flexible que consuma en horas de elevada producci\u00f3n solar o e\u00f3lica puede aportar much\u00edsimo al sistema. Si se concentra en determinadas zonas y horas, puede crear nuevos cuellos de botella. Los precios negativos no significan que sobren renovables; muchas veces indican que falta demanda flexible para aprovecharlas.<\/p>\n

\u00bfCu\u00e1l es la situaci\u00f3n del almacenamiento en Espa\u00f1a y qu\u00e9 retos afronta, detr\u00e1s y delante del contador?<\/strong><\/p>\n

El almacenamiento est\u00e1 entrando en una fase decisiva. En Espa\u00f1a hay una amplia cartera de proyectos de bater\u00edas con permisos concedidos o en tramitaci\u00f3n, aunque la capacidad instalada sigue siendo reducida, alrededor de 252 MW. El PNIEC plantea alcanzar 22,5 GW de almacenamiento en 2030 contando las diferentes tecnolog\u00edas. Ahora el reto es conseguir que esos proyectos sean financiables y se construyan.<\/p>\n

El problema de las bater\u00edas ya no es tecnol\u00f3gico. El gran reto es saber de d\u00f3nde vendr\u00e1n sus ingresos durante los pr\u00f3ximos quince o veinte a\u00f1os. Pueden obtenerlos del arbitraje, los mercados intradiarios, los servicios de ajuste, el SRAD y, en un futuro, cercano esperemos, el mercado de capacidad. Pero esos ingresos evolucionar\u00e1n cuando entren miles de megavatios adicionales, por lo que la previsi\u00f3n de ingresos y la bancabilidad son fundamentales.<\/p>\n

Detr\u00e1s del contador tambi\u00e9n hay mucho potencial, especialmente con autoconsumo industrial y comercial. Hay que simplificar procedimientos y facilitar su participaci\u00f3n en los mercados y servicios de flexibilidad.<\/p>\n

\u00bfHay soluci\u00f3n a la congesti\u00f3n de la red y a las dificultades para conectar nueva generaci\u00f3n y demanda?<\/strong><\/p>\n

S\u00ed, pero requiere inversi\u00f3n y utilizar mejor la red. Habr\u00e1 que invertir en transporte y, sobre todo, distribuci\u00f3n, pero tambi\u00e9n necesitamos digitalizaci\u00f3n, acceso flexible, almacenamiento y gesti\u00f3n activa de la demanda.<\/p>\n

Adem\u00e1s, generaci\u00f3n y demanda se han planificado durante demasiado tiempo por separado. Hay proyectos renovables que no consiguen conectarse y, al mismo tiempo, industrias o centros de datos sin capacidad. Espa\u00f1a puede transformar su ventaja renovable en una ventaja industrial, pero para eso necesita red.<\/p>\n

\u00bfPuede permitirse el sistema el\u00e9ctrico el calendario previsto de cierres nucleares?<\/strong><\/p>\n

Creo que la pr\u00f3rroga de Almaraz hasta 2030 era una decisi\u00f3n l\u00f3gica y obliga a plantearse el resto del calendario. No es una discusi\u00f3n de nuclear contra renovables. Espa\u00f1a necesita mucha m\u00e1s energ\u00eda renovable, pero tambi\u00e9n capacidad firme mientras desarrolla almacenamiento, flexibilidad e interconexi\u00f3n.<\/p>\n

Si cerramos centrales nucleares seguras antes de disponer de alternativas suficientes, parte de esa producci\u00f3n tendr\u00e1 que sustituirse y, en determinadas horas, puede significar m\u00e1s generaci\u00f3n con gas, precios m\u00e1s altos y mayores emisiones. La nuclear no tiene por qu\u00e9 continuar indefinidamente, pero el orden es importante: la transici\u00f3n deber\u00eda sustituir una tecnolog\u00eda cuando ya existen las alternativas.<\/p>\n

Si se revisara el calendario nuclear, \u00bfqu\u00e9 cambios regulatorios o de mercado ser\u00edan necesarios?<\/strong><\/p>\n

Lo primero ser\u00eda revisar la fiscalidad. Si una central nuclear segura aporta valor al sistema porque produce electricidad de forma continua y sin emisiones directas de CO2<\/sub>, no tendr\u00eda sentido hacer econ\u00f3micamente imposible su funcionamiento mediante una presi\u00f3n fiscal excesiva.<\/p>\n

Eso no significa garantizar artificialmente su rentabilidad. Lo razonable ser\u00eda combinar una fiscalidad compatible con su continuidad con mecanismos de mercado que valoren la potencia firme, la disponibilidad y la seguridad de suministro. El futuro mercado de capacidad puede formar parte de la soluci\u00f3n. La pregunta debe ser qu\u00e9 opci\u00f3n resulta m\u00e1s eficiente para el conjunto del sistema.<\/p>\n

\u00bfQu\u00e9 impacto tendr\u00eda una mayor interconexi\u00f3n con Francia?<\/strong><\/p>\n

Ser\u00eda claramente positivo. Cuando Espa\u00f1a tiene excedentes renovables podr\u00edamos exportar m\u00e1s, reduciendo vertidos y precios extremadamente bajos, mientras que, cuando hay poca producci\u00f3n renovable, podr\u00edamos importar m\u00e1s. Eso ayudar\u00eda a reducir volatilidad y acercar\u00eda los precios del mercado espa\u00f1ol a los europeos.<\/p>\n

La interconexi\u00f3n por el golfo de Vizcaya, que elevar\u00e1 hasta aproximadamente 5 GW la capacidad de intercambio, ser\u00e1 un avance importante. Adem\u00e1s, una mayor interconexi\u00f3n permitir\u00eda aprovechar el excelente recurso solar y e\u00f3lico espa\u00f1ol tambi\u00e9n como capacidad de exportaci\u00f3n.<\/p>\n

\u00bfQu\u00e9 consecuencias pueden tener los precios cero o negativos para la inversi\u00f3n y el futuro mix energ\u00e9tico espa\u00f1ol?<\/strong><\/p>\n

Estos episodios muestran c\u00f3mo est\u00e1 cambiando el mercado. Tener algunas horas con precios cero o negativos no es necesariamente malo: indica que hay mucha electricidad disponible. El problema aparece cuando esas horas son frecuentes y reducen significativamente los ingresos renovables.<\/p>\n

Ya no basta con preguntarse cu\u00e1ntos MWh produce una planta, sino cu\u00e1nto valen cuando se producen. Por eso aumenta el valor de las bater\u00edas, las hibridaciones, la gesti\u00f3n de la demanda y los consumidores flexibles. Tambi\u00e9n los PPA deber\u00e1n dar m\u00e1s importancia al perfil horario. En esas horas no necesitamos producir m\u00e1s electricidad, sino almacenarla, consumirla, transformarla o exportarla.<\/p>\n

\u00bfQu\u00e9 impacto tendr\u00e1n los centros de datos, la digitalizaci\u00f3n y la inteligencia artificial sobre el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol?<\/strong><\/p>\n

Pueden convertirse en uno de los grandes motores de crecimiento de la demanda el\u00e9ctrica. Los centros de datos necesitan grandes cantidades de electricidad durante muchas horas, algo que puede encajar bien con un sistema con creciente producci\u00f3n renovable.<\/p>\n

Espa\u00f1a tiene ventajas para atraer estas inversiones, pero el principal problema es la red. Si resolvemos el acceso y la conexi\u00f3n, los centros de datos, la electrificaci\u00f3n industrial y otros grandes consumidores pueden ser una oportunidad extraordinaria para utilizar nuestra ventaja energ\u00e9tica y atraer inversi\u00f3n industrial y tecnol\u00f3gica.<\/p>\n

\u00bfQu\u00e9 medidas son prioritarias en la nueva regulaci\u00f3n de autoconsumo y almacenamiento distribuido?<\/strong><\/p>\n

Lo primero es simplificar. Espa\u00f1a ha avanzado mucho en autoconsumo, pero todav\u00eda hay procedimientos demasiado complejos, especialmente en el autoconsumo colectivo. Tambi\u00e9n es importante facilitar el almacenamiento asociado al consumidor.<\/p>\n

Pero debemos mirar m\u00e1s all\u00e1 del autoconsumo tradicional. Una bater\u00eda en una f\u00e1brica, un comercio o una vivienda tambi\u00e9n puede prestar servicios al sistema. En el futuro tendremos millones de recursos distribuidos y flexibles. Si conseguimos agregarlos y facilitar su participaci\u00f3n en los mercados, dispondremos de una enorme capacidad de flexibilidad distribuida.<\/p>\n

AleaSoft acumula m\u00e1s de dos d\u00e9cadas desarrollando modelos de previsi\u00f3n para los mercados energ\u00e9ticos. \u00bfC\u00f3mo ha evolucionado la aplicaci\u00f3n de la IA en sus servicios, qu\u00e9 nuevas necesidades plantean sus clientes y qu\u00e9 tendencias tecnol\u00f3gicas marcar\u00e1n el futuro de la anal\u00edtica energ\u00e9tica?<\/strong><\/p>\n

Empezamos a utilizar inteligencia artificial para previsiones de energ\u00eda en 1999. Desde el principio desarrollamos una metodolog\u00eda h\u00edbrida que combina redes neuronales, modelos estad\u00edsticos de series temporales y regresi\u00f3n. Desde entonces han aumentado la capacidad de c\u00e1lculo, la cantidad de datos disponibles y la velocidad para desarrollar y validar modelos.<\/p>\n

Pero, sobre todo, han cambiado las preguntas de los clientes. Antes se centraban en el precio de la electricidad la semana o el a\u00f1o siguiente. Hoy nos preguntan por los ingresos de una bater\u00eda durante veinte a\u00f1os, qu\u00e9 ocurrir\u00e1 cuando entren muchos gigavatios de almacenamiento o cu\u00e1l es la probabilidad de alcanzar determinados niveles de ingresos. La inteligencia artificial ya no sirve solo para prever precios, sino tambi\u00e9n para cuantificar riesgos y apoyar decisiones de inversi\u00f3n.<\/p>\n

Ahora entramos en la etapa de la inteligencia artificial generativa y los agentes. En AleaAI Lab, nuestro laboratorio de inteligencia artificial, estamos desarrollando agentes, automatizaciones y nuevas soluciones capaces de interactuar con modelos, bases de datos y herramientas de an\u00e1lisis. El futuro estar\u00e1 en combinar inteligencia artificial, modelos estad\u00edsticos, conocimiento experto y grandes cantidades de datos para anticipar un sistema energ\u00e9tico cada vez m\u00e1s complejo.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 25 de septiembre de 2026. Entrevista de Javier Monforte, de la Revista Energ\u00e9tica, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting. \u00bfCu\u00e1les ser\u00e1n los principales factores que condicionar\u00e1n el comportamiento de los mercados el\u00e9ctricos en Espa\u00f1a y Europa hasta finales de 2026? 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