Entrevista de O Jornal da Energia a Antonio Delgado Rigal, Doutor em Inteligência Artificial e CEO da AleaSoft Energy Forecasting

AleaSoft Energy Forecasting, 4 de março de 2024. Entrevista de Ramón Roca, diretor de O Jornal da Energia, a Antonio Delgado Rigal, Doutor em Inteligência Artificial, fundador e CEO da AleaSoft Energy Forecasting.

O ano começou um pouco incerto, parecia que haveria muita incerteza, mas o governo aprovou o Real Decreto que modificava os marcos do processo, dando mais tempo para desenvolver os projetos e chegar a tempo. Como vocês viram isso na AleaSoft?

Bem, isso foi o Real Decreto Lei 8/2023, que foi aprovado em janeiro e foi muito positivo. Aumentar os prazos era fundamental. Se não, teríamos perdido muitos projetos, alguns dos quais são bons e não teriam chegado a tempo. Então toda essa energia, vamos dizer, continua viva e tem muito mais tempo para chegar a tempo, obter financiamento e ser implementada.

Os mercados elétricos estão se recuperando aos poucos, chegando este mês de fevereiro a fechar abaixo dos 45 €/MWh, o que significa voltar aos 21% de IVA na fatura de luz. A que se deve essa queda de preços?

Sim, em fevereiro, como você mencionou, tem caído. Na primeira semana estávamos a 70 €/MWh, depois na segunda a 50 €/MWh e depois terminamos em 30 €/MWh com todo o vento que tivemos. E isso é fundamentalmente devido à queda do preço do gás que observamos principalmente desde o final de outubro. O gás estava acima de 50 €/MWh e no final de fevereiro estamos vendo que estamos em 23 €/MWh. Ou seja, rompemos a barreira do chão dos 25 euros por megawatt-hora, que é um caminho em que estávamos antes do COVID no gás historicamente. Oscilava entre 15 €/MWh e 25 €/MWh, e agora voltamos a essa trajetória, o que é positivo. Desde outubro para cá, caiu 50%, não só o TTF, mas também nos Estados Unidos, e é a causa dessa queda tão acentuada que tivemos em fevereiro, tanto no Spot quanto nos mercados futuros. Então, estamos voltando a recuperar a situação pré-Covid, por assim dizer.

A queda nos preços dos direitos de emissão de CO₂ e a queda da demanda que houve na Europa influenciaram de alguma forma?

O preço do CO₂ estava em outubro em cerca de 85 euros por tonelada. Agora estamos em 50 €/t. A tonelada caiu 35 euros em quatro meses. Isso, evidentemente, é um fator que também influenciou. A demanda foi relativamente baixa neste inverno. Foi um inverno relativamente ameno comparado com outros que tivemos, e isso também influencia no consumo de eletricidade e de gás. Tínhamos, vamos dizer, muito gás armazenado desde o outono. Fomos armazenando durante 2023, o que fez com que não passássemos pelo que aconteceu em 2021, quando ficamos sem gás. E agora enfrentamos bem o inverno que foi relativamente suave. Os mercados futuros são muito influenciados pelas quedas bruscas do Spot. Todas essas causas fazem com que estejamos chegando a preços pré-Covid de alguma maneira.

Essa queda dos preços estará afetando de alguma forma os contratos de renováveis a longo prazo ou PPA.

Quanto aos PPAs, isso não é bom para os desenvolvedores, para os patrocinadores é um desastre. Agora estamos em uma situação que podemos dizer que é crítica, porque os off-takers, que são os que compram o PPA, estão vendo preços de mercado muito, muito atraentes, baixos. E dizem, como vou me comprometer com um PPA de 10 anos a um preço que talvez não seja tão baixo quanto eu quero, quando já tenho preços baixos com os quais posso ir ao mercado? Então isso está fazendo com que muitos contratos que estavam avançados estejam sendo congelados de alguma maneira.

E isso pode afetar também o desenvolvimento renovável futuro no país.

Isso é grave porque se o sinal de preços que os off-takers, que são os compradores, está vendo diminuir, é um momento em que o PPA que pode ser oferecido a eles não é rentável do ponto de vista do financiamento, o que pode complicar a situação.

Falamos muito sobre a importância do armazenamento para o sistema elétrico nacional. Vemos que a grande produção de energias renováveis no mercado está levando a preços muito baixos, o que faz com que as próprias usinas se canibalizem e não consigam cobrir nem seus custos. Então, sim, está se vendo que há uma necessidade de atrair e injetar armazenamento. Mas está demorando? Como vocês veem isso da AleaSoft? Quando ocorrerá esse boom do armazenamento de baterias?

As baterias são a salvação do mercado e das renováveis e, portanto, da transição. É um aspecto crítico. Ou seja, é tão importante construir parques fotovoltaicos e eólicos quanto construir instalações de armazenamento. Falamos de energias que não são controláveis e a única maneira de fazer isso é com a bateria, com o armazenamento. Então, este ano esperamos que os pagamentos por capacidade possam ser implementados e a partir de 2025 vejamos as primeiras licitações. É o que o setor espera. É fundamental que este vetor, o do armazenamento, seja fortalecido.

Nas vossas previsões de preços para quando o armazenamento chegar, como pode ficar a curva de preços na Espanha?

A receita fundamental do armazenamento é a arbitragem entre o dia e a noite. Portanto, quando começa a haver mais fotovoltaica, então as baterias começam a armazenar e o preço não cai tanto. E da mesma forma à noite, a bateria começa a injetar à noite e o preço também não sobe tanto, há um equilíbrio que vai compensando essas oscilações.

Os desenvolvedores de baterias estão vos contactando para saber mais ou menos quanto poderão cobrar por suas baterias?

Nós criamos uma divisão na empresa para todo o tema de armazenamento, fazendo uma série de ferramentas para ajudar na gestão da bateria a curto prazo, para ver a receita que essa bateria vai gerar e para desenhar a bateria, como usá-la, se são baterias de quatro horas, de duas horas, uma hora. Há também baterias standalone e baterias como parte da hibridização de um parque. Temos uma série de ferramentas que desenvolvemos para fazer esses cálculos. Ou seja, qual é a melhor bateria para colocar? Ou a capacidade da bateria que deve ser colocada para que seja o mais rentável possível.

Depois do desenvolvimento das renováveis e do armazenamento, quais outros vetores vocês veem da AleaSoft para que esta transição energética continue avançando?

O outro vetor que temos são as redes, é preciso desenvolver as redes, a rede de transporte, a rede de distribuição e as trocas internacionais. Isso é fundamental. Por exemplo, hoje estivemos conversando com alguns dos nossos clientes que estão comentando que em Madrid podem ser instalados Data Centers, mas que não há capacidade suficiente. A rede não está preparada para tanta energia renovável. Os investimentos que precisam ser feitos em redes são bilionários, mas não vemos o dinamismo que deveria ter.

Outro vetor também fundamental é a demanda renovável. A demanda renovável é básica. Quero dizer, se não temos um consumidor de energia renovável, sobra-nos geração. Aqui é fundamental, por exemplo, desenvolver a demanda renovável tanto no transporte quanto na indústria. Ou seja, eliminar todos os combustíveis fósseis que ainda são consumidos, que representam cerca de 60% do consumo. E por isso podemos dizer que há muitas perspectivas para a fotovoltaica e a eólica, porque há muita demanda renovável, ou seja, muita demanda que agora não é renovável, que pode ser atendida com essas produções de energia limpa.

Também queria saber como vocês da AleaSoft veem todo o tema do hidrogênio? Vocês acham que isso vai avançar?

O hidrogênio verde poderíamos dizer que é um vetor fundamental da demanda renovável tanto para o transporte quanto para a indústria. Agora com todo este desenvolvimento que pensamos, o hidrogênio verde vai ganhar mais protagonismo. Também para produzir amoníaco, para produzir metanol, outros tipos de combustíveis. É um vetor fundamental para o grande transporte, para caminhões, navios ou aviões e, claro, para toda a indústria, ou seja, toda a demanda que não está eletrificada.

Como vocês da AleaSoft veem o fato de a Espanha ser um dos poucos países que quer abandonar a energia nuclear após a crise energética que vivenciamos?

Nós, da AleaSoft, transmitimos a mensagem de que as centrais nucleares devem ser, acima de tudo, seguras e rentáveis. Isso é o principal e o mercado é quem decide. Não é aceitável termos centrais que precisem, por exemplo, de 50 €/MWh quando o preço está a 40 €/MWh. Porque essa central nuclear se torna uma ONG de geração. Se a nuclear não é rentável, fecha-se, e se não é segura também. Não é uma questão regulatória de mais tempo ou menos tempo, mas sim de serem rentáveis e os proprietários quererem mantê-las e serem seguras, então que se mantenham por 50 ou 60 anos.

Vamos voltar um pouco ao tema dos PPA porque sei que vocês têm um Marketplace de PPA e outro de ativos e projetos renováveis, o que é isso?

Temos 25 anos de história, como você sabe, e trabalhamos, ou estamos trabalhando com grandes e médias empresas, com todo o setor, tanto os que produzem quanto os que consomem. E organicamente temos facilitado acordos entre uns e outros, porque todos usam nossas previsões, que são uma referência no nível espanhol. Todos as utilizam. E então, já é um primeiro passo para se chegar a um acordo sobre um PPA, que é um contrato de longo prazo. Se ambos veem o mesmo preço para os próximos 10 ou 15 anos, então o acordo é mais fácil. Gradualmente, temos facilitado acordos entre os off-takers e os patrocinadores.

Mas desde o final do ano passado dissemos, vamos tornar isso mais massivo, não só com nossos clientes, mas abrindo para outros agentes do mercado. E está tendo sucesso. Agora temos muitos contratos de assinatura e isso também nos permitiu ver o mercado por dentro. Antes víamos o PPA por fora, como você vê, um preço mais ou menos, mas agora estamos vendo como o preço é formado, qual é a variação dos preços, que preço cada um oferece tanto para comprar quanto para vender. E isso está nos dando uma visão profunda do assunto.

Vocês são uma das poucas consultorias dedicadas a isso das previsões de preços que utilizaram a Inteligência Artificial há vários anos. Queria saber se realmente foi um acerto e se isso da IA funcionou.

A Inteligência Artificial agora está na moda. Acredito que o ano de 2023 tenha sido um ponto de inflexão no que diz respeito à Inteligência Artificial, seus usos, suas aplicações e, acima de tudo, na familiarização do público com ela, mas a Inteligência Artificial tem muito mais de 50 anos. Agora, com toda a capacidade de cálculo que existe, mais a capacidade de armazenamento de dados infinitos que podem ser analisados, está ocorrendo um salto qualitativo na Inteligência Artificial.

Nós, desde o primeiro momento, utilizamos uma metodologia baseada em Inteligência Artificial que funcionou em todos os mercados e em todos os horizontes. Sim, funcionou, foi um grande sucesso porque conseguimos, nesses 25 anos, que as previsões sejam boas, robustas e estáveis o tempo todo.

Em que se diferenciam os vossos serviços da concorrência? O que destacariam dos vossos modelos de previsão?

Temos um modelo científico de grande qualidade e consistência, que é o mais importante. Não fazemos previsões nem otimistas nem pessimistas. Muitas vezes mencionamos um gráfico, apresentamos um gráfico com uma previsão que fizemos em outubro de 2010 e que ainda vemos funcionando. Você vê que tem funcionado e ainda apresenta pouca variabilidade atualmente. E isso que, em 2010, quando o fizemos, o que tínhamos era carvão, ainda havia fuel, havia menos eólica do que agora e o desenvolvimento da fotovoltaica ainda era muito incipiente na Espanha.

No entanto, a previsão é boa. E por quê? Porque é um modelo baseado no equilíbrio de mercado, e esse equilíbrio é quanto está disposto a pagar quem compra e quanto está disposto a vender quem produz. Esse equilíbrio é fundamental. Oferta e demanda, isso é básico e também há o equilíbrio entre tecnologias rentáveis e tecnologias não rentáveis.

O fuel não saiu por decreto. O fuel saiu porque ficava cada vez mais caro e veio outra tecnologia, que era o gás, que foi substituindo. O gás também substituiu o carvão. A eólica também tem substituído o gás. Então, uma tecnologia vai substituindo a outra, mas o equilíbrio de mercado se mantém. Por isso, essa previsão que fizemos há 13 anos ainda é válida. E essa é uma das coisas que nos diferencia da concorrência. Nós olhamos para o futuro e para as variáveis futuras, mas também para o que aconteceu no passado e o que está acontecendo no presente, essa é a diferença fundamental, por isso nossa qualidade e nossa consistência.

Como você comentou, neste 2024, celebramos 25 anos que praticamente vivemos em parceria com o mercado elétrico, quase como uma espécie de casamento. Como vocês viveram esses 25 anos ou como o mercado elétrico mudou durante esses 25 anos? O que mais chamou a atenção de vocês durante todo esse tempo e o que vocês acham que marcou o setor para o futuro?

Esses 25 anos foram de mudança. Quando começamos em 1999, ou seja, no século passado, no milênio passado, apenas a demanda era o mais importante porque não havia renováveis. Era necessário fazer previsões de demanda com muita qualidade. E começamos fazendo previsões de demanda, depois previsões de preços e pouco a pouco os agentes foram chegando. Ou seja, vivemos o mercado desde o seu nascimento. Vimos como a eólica começou a florescer e tivemos que começar a fazer previsões eólicas a curto, médio e longo prazo. Antes da eólica vieram os ciclos combinados, que foram uma revolução. Eles foram nossos clientes à medida que surgiram. Depois veio a eólica e as principais empresas que desenvolveram a eólica são nossas clientes. Depois a fotovoltaica. Com as renováveis, as previsões de longo prazo ganham muito mais importância.

Além disso, o mercado se diversificou muito. Quando começamos há 25 anos, havia muito poucos agentes e agora acredito que haja cerca de 500 agentes no mercado vendendo e comprando eletricidade.

Queria saber se a entrada das renováveis no mercado foi o maior desafio que o setor enfrentou, ou seja, mudar de uma mistura puramente térmica mais a hidrelétrica, baseada em combustíveis fósseis e com uma capacidade de geração bastante alta para uma mistura controlada ou marcada pelas energias renováveis, que são mais intermitentes e que precisam ser melhor geridas. Esse foi o grande desafio que o setor viveu?

Há 25 anos tínhamos as nucleares, que são a base, tínhamos a hidráulica que é gerenciável, tínhamos o carvão e depois os ciclos combinados, que também são gerenciáveis, ou seja, era um mercado gerenciável. Depois vem a eólica trazendo cada vez mais energia para o mercado e já é um problema, porque para o gestor da rede é complicado. Estamos falando de muito mais vento ou muito menos vento. Isso provoca desequilíbrios no mercado, principalmente no sistema elétrico. É necessário entrar com mercados de ajustes. E sim, tem sido um grande desafio, especialmente pela pouca gerenciabilidade dessas tecnologias.

Por isso dizíamos que precisamos das baterias. São imprescindíveis. Não podemos deixar de ter gás, porque agora o gás é a nossa bateria. Temos gás em um tubo ou em um tanque e quando precisamos à noite o usamos ou quando precisamos no inverno o usamos. Aliás, este tema do inverno é outra coisa que sempre falamos, o armazenamento sazonal. Ninguém falava disso. Quando não tivermos gás, o que vamos fazer no inverno, quando não tivermos vento e não tivermos sol? Temos que começar a pensar. Também temos que ver o hidrogênio não só como vetor fundamental para a indústria de transporte, mas como um vetor de armazenamento estratégico para o inverno. Será produzido quando tivermos renováveis, armazenado e usado no inverno, se realmente acreditarmos na descarbonização e que não teremos os ciclos combinados disponíveis quando não tivermos nenhum combustível fóssil.

Não queria deixar de comentar contigo sobre o tema da reforma do mercado. Você acha que era necessário tanto alvoroço quanto se montou para depois não ter avançado tanto quanto nos quiseram vender? Dizia-se que o mercado estava quebrado e todo mundo criticava. Como vocês viram tudo isso? O mercado precisa de mais mudanças ou precisa de alguma mudança para o futuro?

Nós, como você conhece, publicamos em seu jornal duas vezes por semana e sempre dissemos que o mercado marginalista é o que havia, o que há e o que haverá, porque não se encontrou algo melhor. Ou seja, critica-se muito, mas funciona. Funcionou durante a COVID e agora, com a crise da Ucrânia, também funcionou. As pessoas diziam que estava mal projetado, e viu-se o contrário.

A isso deve-se acrescentar que a especulação estava no gás.

Tudo foi manipulação da Rússia, que em 2021 já sabia que ia invadir a Ucrânia e começou a cortar o fornecimento porque pensou que, pressionando a Europa com os preços da energia, a Europa não ajudaria suficientemente a Ucrânia e faria vista grossa, o que claramente não aconteceu, e os preços subiram por isso, mas o mercado funcionou. O mercado marginalista funciona, porque não só funciona no mercado Spot, mas esse mercado depois é o que se toma de referência para os próximos 20 anos, todo o futuro.

E também no que as pessoas não veem, nos mercados de ajuste, que também são todos marginalistas. Então, tudo é coerente e tudo funciona. Além disso, é um mercado integrado na Europa, o mesmo mercado. Então, quando o preço subia, havia gente que falava em reformá-lo. Agora que o preço está baixando, ninguém diz nada. Ou seja, nesses dias em que tivemos preços zero por algumas horas, ninguém diz que é necessário reformar o mercado. Temos que nos acostumar que há vezes que os preços são altos e outras vezes baixos, dependendo do preço do gás, do preço do CO₂ e de como as renováveis estão produzindo.

Vamos terminar esta entrevista com Antonio Delgado Rigal da AleaSoft felicitando-os pelo seu vigésimo quinto aniversário e o que realmente me deixa curioso é saber como vocês vão celebrar, vocês planejam fazer algo?

Estamos falando com algumas pessoas para ver se nos ajudam a organizar algum tipo de atividade de celebração em outubro, então estamos gerenciando este assunto para poder celebrar com nossos clientes ou potenciais clientes.