AleaSoft Energy Forecasting, 25 de setembro de 2026. Entrevista de Javier Monforte, da Revista Energética, a Antonio Delgado Rigal, doutorado em Inteligência Artificial, fundador e CEO da AleaSoft Energy Forecasting.
Quais serão os principais fatores que vão determinar o comportamento dos mercados elétricos em Espanha e na Europa até ao final de 2026?
Vamos continuar a ver volatilidade daqui até ao final do ano. Os preços do gás e do CO2, a situação geopolítica, as temperaturas e a produção de energia eólica e hidroelétrica continuarão a ser fatores importantes. A recente subida dos preços do gás fez subir novamente os preços dos mercados elétricos europeus e o gás continuará a ser uma fonte de incerteza.
Em Espanha, o grande volume de produção fotovoltaica durante as horas centrais do dia também tem muito peso. Já não basta olhar para a quantidade de capacidade renovável que está a ser instalada. A procura, o armazenamento e a rede também têm de crescer para a absorver. É por isso que vamos ver mais horas com preços muito baixos ou negativos e outras horas, sobretudo quando a produção solar desaparece, com preços mais elevados. O perfil horário é cada vez mais importante.
Até que ponto o crescimento da procura será decisivo para o equilíbrio do sistema e para os preços a médio prazo?
Enormemente. Durante muito tempo, o debate centrou-se em instalar mais produção renovável. Agora também é necessário que o consumo de eletricidade cresça, impulsionado pela eletrificação dos transportes e da indústria, pelas bombas de calor e pelos centros de dados.
O que importa é quanto cresce, e também quando e onde. Uma procura flexível que consuma nas horas de elevada produção solar ou eólica pode contribuir muito para o sistema. Se estiver concentrada em determinadas zonas e horas, pode criar novos estrangulamentos. Os preços negativos não significam que haja um excedente de renováveis. Muitas vezes indicam a falta de procura flexível para as aproveitar.
Qual é a situação atual do armazenamento de energia em Espanha e que desafios enfrenta, atrás e à frente do contador?
O armazenamento de energia está a entrar numa fase decisiva. Em Espanha existe uma grande carteira de projetos de baterias com licenças concedidas ou em tramitação, embora a capacidade instalada continue a ser reduzida, cerca de 252 MW. O Plano Nacional Integrado de Energia e Clima (PNIEC) de Espanha fixa uma meta de 22,5 GW de armazenamento até 2030, incluindo as diferentes tecnologias. O desafio agora é tornar estes projetos financiáveis e conseguir que sejam construídos.
O problema das baterias já não é tecnológico. O grande desafio é saber de onde virão as suas receitas nos próximos quinze ou vinte anos. Podem obtê-las da arbitragem, dos mercados intradiários, dos serviços de balanço, do Serviço de Resposta Ativa da Demanda (SRAD) e, num futuro próximo, esperemos, do mercado de capacidade. Mas essas receitas vão mudar à medida que milhares de megawatts adicionais entrarem em funcionamento, pelo que a previsão de receitas e a bancabilidade são essenciais.
Há também muito potencial atrás do contador, sobretudo com o autoconsumo industrial e comercial. É preciso simplificar os procedimentos e facilitar a sua participação nos mercados e serviços de flexibilidade.
Existe solução para o congestionamento das redes e para as dificuldades de ligação de nova produção e procura?
Sim, mas exige investimento e um melhor aproveitamento da rede. Será necessário investir no transporte e, sobretudo, na distribuição, mas também precisamos de digitalização, acesso flexível, armazenamento e gestão ativa da procura.
Além disso, a produção e a procura foram planeadas separadamente durante demasiado tempo. Há projetos renováveis que não conseguem ligar-se à rede e, ao mesmo tempo, indústrias ou centros de dados sem capacidade disponível. Espanha pode transformar a sua vantagem renovável numa vantagem industrial, mas, para isso, precisa da rede.
Pode o sistema elétrico suportar o calendário previsto de encerramento das centrais nucleares?
Penso que prolongar Almaraz até 2030 foi uma decisão lógica, e obriga-nos a reconsiderar o resto do calendário. Não se trata de um debate entre nuclear e renováveis. Espanha precisa de muito mais energia renovável, mas também precisa de capacidade firme enquanto desenvolve o armazenamento, a flexibilidade e as interligações.
Se encerrarmos centrais nucleares seguras antes de haver alternativas suficientes, parte dessa produção terá de ser substituída e, em determinadas horas, isso pode significar mais geração a gás, preços mais elevados e mais emissões. A energia nuclear não tem de continuar indefinidamente, mas a ordem importa: a transição deve substituir uma tecnologia quando as alternativas já existirem.
Se o calendário nuclear fosse revisto, que alterações regulatórias ou de mercado seriam necessárias?
O primeiro passo seria rever a fiscalidade. Se uma central nuclear segura acrescenta valor ao sistema porque produz eletricidade de forma contínua e sem emissões diretas de CO2, não faria sentido tornar o seu funcionamento economicamente inviável através de uma pressão fiscal excessiva.
Isso não significa garantir artificialmente a sua rentabilidade. O razoável seria combinar uma fiscalidade compatível com a continuidade do seu funcionamento com mecanismos de mercado que valorizem a capacidade firme, a disponibilidade e a segurança de abastecimento. O futuro mercado de capacidade pode fazer parte da solução. A pergunta deveria ser qual é a opção mais eficiente para o sistema no seu conjunto.
Que impacto teria uma maior interligação com França?
Seria claramente positivo. Quando Espanha tem excedentes renováveis, poderíamos exportar mais, reduzindo o curtailment e os preços extremamente baixos, enquanto, quando a produção renovável é baixa, poderíamos importar mais. Isso ajudaria a reduzir a volatilidade e a aproximar os preços do mercado espanhol dos níveis europeus.
A interligação do golfo da Biscaia, que vai elevar a capacidade de intercâmbio para aproximadamente 5 GW, será um passo importante. Além disso, uma maior interligação permitiria utilizar os excelentes recursos solares e eólicos de Espanha também como capacidade de exportação.
Que consequências podem ter os preços zero ou negativos para o investimento e para o futuro mix energético espanhol?
Estes episódios mostram como o mercado está a mudar. Ter algumas horas com preços zero ou negativos não é necessariamente mau: indica que há muita eletricidade disponível. O problema surge quando essas horas são frequentes e reduzem significativamente as receitas das renováveis.
Já não basta perguntar quantos MWh uma central produz. A questão é quanto valem no momento em que são produzidos. É por isso que o valor das baterias, da hibridização, da gestão da procura e dos consumidores flexíveis está a aumentar. Os PPA também terão de dar mais peso ao perfil horário. Nessas horas não precisamos de produzir mais eletricidade. Precisamos de a armazenar, consumir, transformar ou exportar.
Que impacto terão os centros de dados, a digitalização e a inteligência artificial no sistema elétrico espanhol?
Podem tornar-se um dos principais motores do crescimento da procura de eletricidade. Os centros de dados precisam de grandes quantidades de eletricidade durante muitas horas, o que pode encaixar bem num sistema com uma produção renovável crescente.
Espanha tem vantagens para atrair estes investimentos, mas o principal problema é a rede. Se resolvermos o acesso e a ligação, os centros de dados, a eletrificação industrial e outros grandes consumidores podem ser uma oportunidade extraordinária para aproveitar a nossa vantagem energética e atrair investimento industrial e tecnológico.
Que medidas devem ser prioritárias na nova regulamentação do autoconsumo e do armazenamento distribuído?
A primeira coisa é simplificar. Espanha avançou muito no autoconsumo, mas alguns procedimentos continuam a ser demasiado complexos, sobretudo para o autoconsumo coletivo. Também é importante facilitar o armazenamento associado aos consumidores.
Mas temos de olhar para além do autoconsumo tradicional. Uma bateria numa fábrica, numa loja ou numa casa também pode prestar serviços ao sistema. No futuro teremos milhões de recursos distribuídos e flexíveis. Se conseguirmos agregá-los e facilitar a sua participação nos mercados, teremos uma enorme capacidade de flexibilidade distribuída.
A AleaSoft tem mais de duas décadas de experiência no desenvolvimento de modelos de previsão para os mercados de energia. Como evoluiu a aplicação da IA nos vossos serviços, que novas necessidades estão os vossos clientes a colocar e que tendências tecnológicas vão moldar o futuro da análise de dados energéticos?
Começámos a utilizar inteligência artificial para a previsão energética em 1999. Desde o início desenvolvemos uma metodologia híbrida que combina redes neuronais, modelos estatísticos de séries temporais e regressão. Desde então, a capacidade de computação, a quantidade de dados disponíveis e a velocidade a que os modelos podem ser desenvolvidos e validados aumentaram.
Mas, acima de tudo, as perguntas dos clientes mudaram. Antes centravam-se no preço da eletricidade para a semana ou o ano seguinte. Hoje perguntam-nos sobre as receitas de uma bateria ao longo de vinte anos, sobre o que vai acontecer quando entrarem em funcionamento muitos gigawatts de armazenamento ou sobre qual é a probabilidade de atingir determinados níveis de receitas. A inteligência artificial vai agora além da previsão de preços e é também utilizada para quantificar riscos e apoiar decisões de investimento.
Estamos agora a entrar na era da inteligência artificial generativa e dos agentes. No AleaAI Lab, o nosso laboratório de inteligência artificial, estamos a desenvolver agentes, automatizações e novas soluções capazes de interagir com modelos, bases de dados e ferramentas de análise. O futuro passa por combinar inteligência artificial, modelos estatísticos, conhecimento especializado e grandes quantidades de dados para antecipar um sistema energético cada vez mais complexo.