Antonio Delgado (Aleasoft): "Veremos episodios frecuentes de precios bajos o negativos de la electricidad durante la primavera"

La situación de los mercados eléctricos cada vez es más compleja. La volatilidad es el padrenuestro, pero los altos precios de los primeros meses serán historia durante llos próximos dos trimestrres donde las renovables, sobre todo la fotovoltaica, tendrán mayor protagonismo y traerán precios más bajos en el mercado mayorista de la electricidad.

Esta es la principal previsión que ha realizado Antonio Delgado, consejero delegado de Aleasoft Energy Forecasting, en una entrevista con El Periódico de la Energía en el que damos un repaso a toda la actualidad energética.

Precios bajos, curtailments, baterías, demanda y como no el cierre nuclear se analizan con bastante detenimiento en sus respuestas. "En un primer momento la reducción de energía nuclear en el mix se rellenará con la producción de las centrales de ciclo combinado de gas, lo que presionará los precios al alza y aumentará la volatilidad", afirma el directivo y consultor especializado en mercados energéticos.

En el contexto actual de volatilidad en los mercados de energía, ¿qué tendencias esperan vuestras previsiones de precios del mercado eléctrico español para los próximos meses y años?

Esperamos que el precio medio anual de 2025 sea superior al de 2024, aunque en los próximos meses, durante la primavera, los precios se situarán por debajo de los registrados en enero y febrero. Los precios bajos durante la primavera son una situación habitual en el mercado eléctrico peninsular. La combinación del descenso de la demanda y el aumento de la producción renovable ejercerá una presión a la baja sobre los precios.

Los precios más altos en este 2025 estarán condicionados por varios factores. Por un lado, la evolución de los precios del gas y del CO2. Aunque el precio del gas ha bajado respecto a los niveles de principios de año, las reservas de la Unión Europea se encuentran por debajo del 35%, lo que implicará una elevada demanda para su reposición durante el verano. Europa necesitará abastecerse de una gran cantidad de gas natural licuado (GNL), que es un mercado global muy tensionado por la demanda al alza de los países de Asia, generando presión al alza en los precios.

Por otro lado, el comportamiento de las renovables también será determinante. En los próximos meses, habrá una situación neutra de los fenómenos de El Niño y La Niña lo que podría traducirse en precipitaciones abundantes durante la primavera, impulsando la generación hidroeléctrica. A esto se suma el incremento estacional de la producción solar fotovoltaica hasta el verano, acompañado de un descenso en la generación eólica.

De cara a los próximos años, la descarbonización de sectores muy intensivos en energía, como la industria, el transporte y las calefacciones, implicará un aumento muy importante de la demanda de electricidad. A eso hay que añadirle nueva demanda proveniente de centros de datos y, más a largo plazo, de la producción de hidrógeno verde.

Un factor muy importante en el mercado eléctrico español en los próximos años será el cierre de las centrales nucleares. Los dos primeros reactores que, de momento, está planificado que cierren son los de la central de Almaraz en 2027 y 2028. En un primer momento la reducción de energía nuclear en el mix se rellenará con la producción de las centrales de ciclo combinado de gas, lo que presionará los precios al alza y aumentará la volatilidad.

¿Cómo puede afectar una paz en Ucrania en los mercados energéticos europeos? ¿Eso se puede valorar de alguna manera?

El principal impacto de una paz en Ucrania en los mercados energéticos europeos sería en los precios del gas. En los últimos días, una de las razones detrás de la caída de los precios del gas ha sido la posibilidad de que, con un acuerdo de paz, Rusia reanude el suministro de gas a Europa, lo que podría favorecer una reducción en los precios del gas y, en consecuencia, una bajada en los precios de los mercados eléctricos europeos.

No obstante, en el contexto actual de las negociaciones, no parece probable que la Unión Europea levante las sanciones a Rusia, al menos a corto plazo. Todo dependerá de la evolución de las conversaciones y de los términos que se establezcan para alcanzar la tan necesaria paz en Ucrania.

En cualquier caso, Europa debería haber aprendido la lección e, independientemente de una posible caída en los precios del gas, mantenerse firme en su apuesta por las energías renovables y el almacenamiento de energía. Esto no solo impulsaría la transición energética, sino que también fortalecería su independencia energética.

¿Cómo pueden prepararse las empresas del sector y los consumidores, especialmente los grandes consumidores y electrointensivos, ante la incertidumbre del mercado?

En AleaSoft siempre recomendamos una estrategia basada en la diversificación, tanto para productores como para grandes consumidores de electricidad, especialmente la industria electrointensiva.

Una de las principales estrategias de mitigación del riesgo de precios de mercado es la firma de PPA (Power Purchase Agreements) para asegurar estabilidad en la compra o venta de la energía con una visión a largo plazo de los precios. A esto se suma la posibilidad de realizar coberturas en los mercados de futuros también para gestionar el riesgo de precios.

Para algunos consumidores, disponer de una instalación de autoconsumo puede ser una buena opción de mitigar su exposición a la volatilidad del mercado. Además, con la progresiva reducción del coste de las baterías, gana relevancia su uso en instalaciones de autoconsumo, permitiendo almacenar la energía excedentaria y consumirla posteriormente en momentos sin producción o con precios altos en el mercado.

Para complementar una estrategia diversificada de compra de energía, también es interesante poder comprar una parte de la energía en el mercado mayorista para poder aprovechar los momentos de precios más bajos, o incluso negativos, que se dan.

Actualmente en España se ha generado un debate intenso sobre si se debe extender la vida útil de las centrales nucleares. ¿Cuál es vuestra opinión sobre esta medida?

La decisión de extender la vida útil de las centrales nucleares debe basarse en criterios de rentabilidad y en su impacto sobre la seguridad de suministro. Cada vez está más cerca el 2027, cuando está previsto que cierre el primer reactor, Almaraz I. Si el calendario de cierre de todas las centrales se mantiene, queda poco para sustituir la energía que producen los 7 GW de nuclear que hay en España si se quiere hacer sin aumentar las emisiones de CO2 y garantizando la seguridad de suministro.

Como hemos mencionado anteriormente, el momento del cierre de las centrales supondrá un aumento del precio y de la volatilidad. En un primer momento, el hueco que dejen se sustituirá por la producción de las centrales de ciclo combinado de gas, pero en el medio plazo representa una gran oportunidad para las energías renovables como la solar fotovoltaica y la eólica. El aumento de la volatilidad de los precios a su vez también será una oportunidad para las baterías, que además jugarán un papel fundamental en la seguridad de suministro y en la estabilización de los precios.

Este año está previsto que empiece a funcionar el mercado de capacidad después de varios años esperándolo. ¿Cómo puede este mercado impulsar el desarrollo del almacenamiento de energía en España?

La puesta en marcha del mercado de capacidad supondrá un impulso para el despliegue de las baterías en España. Aunque estimamos que la mayor parte de los ingresos del almacenamiento de energía provendrán del arbitraje de precios en el mercado diario e intradiarios y de la participación en los servicios de ajuste, al menos durante los primeros años, los ingresos del mercado de capacidad será una fuente de ingresos adicional que contribuirá a alcanzar y mejorar la rentabilidad de los proyectos.

Hablando del almacenamiento de energía, ¿qué papel jugarán en los próximos años los sistemas de almacenamiento de energía con baterías para la rentabilidad de las plantas de energía solar fotovoltaica? ¿Qué impacto tendrán las baterías en el mercado de electricidad y en los servicios de ajuste? ¿Estáis ofreciendo servicios para los proyectos con baterías?

Desde el webinar que celebramos en octubre del año pasado, venimos destacando en todos los foros que estamos en un momento clave para el sector eléctrico: un punto de inflexión coincidiendo con el cambio de quinquenio. El quinquenio que finalizó en diciembre estuvo marcado por el boom de la energía solar fotovoltaica. Ahora, el quinquenio que hemos iniciado en enero será el de las baterías, tanto en instalaciones stand‑alone como en proyectos híbridos con eólica y fotovoltaica.

La hibridación de baterías con energías renovables, ya sea fotovoltaica o eólica, permitirá reducir los vertidos de energía renovable, incrementar los precios capturados por las plantas, mejorar la TIR de los proyectos y aumentar los beneficios a largo plazo. Según nuestra experiencia asesorando proyectos con baterías, dependiendo de su tamaño, las baterías pueden aportar entre un 25% y un 50% de los ingresos anuales provenientes del mercado diario en un sistema híbrido con fotovoltaica.

Además, la integración de baterías contribuirá a reducir el número de horas con precios bajos, cero o negativos favoreciendo así el desarrollo de las energías renovables.

Contamos con nuestra división AleaStorage, especializada en la elaboración de informes de previsiones para proyectos de baterías y de almacenamiento en general que incluyen el cálculo de ingresos y rentabilidad para distintas configuraciones de almacenamiento: stand‑alone y sistemas híbridos con renovables, autoconsumo, hidráulica, bombeo y cogeneración. Asimismo, realizamos el dimensionamiento de la batería óptima en sistemas híbridos con energías renovables.

Sigue siendo muy importante continuar desarrollando las energías renovables. Sin embargo, la bajada de los precios del mercado eléctrico en 2024, especialmente en las horas en que produce la fotovoltaica, provocó cierta ralentización en el mercado de PPA. ¿Cómo está evolucionando en los últimos meses?

Recientemente hemos visto un aumento del interés por los PPA, impulsado por la recuperación de los precios del mercado a finales de 2024 y comienzos de 2025. Desde nuestra posición como asesores de mercado y a través de nuestro Marketplace de PPA, observamos que los compradores vuelven a mostrar apetito por contratos a largo plazo para minimizar el impacto de la volatilidad de los precios de mercado.

En este sentido, la creciente oferta de proyectos renovables hibridados con sistemas de almacenamiento de energía con baterías está permitiendo estructurar PPA con mejores perfiles, más estables, lo cual es especialmente valorado por los offtakers que buscan perfiles lo más cercanos posibles a su perfil de consumo.

Ahora con la llegada de la primavera y la bajada de los precios es posible que se observe de nuevo una bajada del interés por los PPA. Es importante ir cambiando la mentalidad sobre los PPA, muchas veces algunos offtakers piensan a corto plazo, guiados por las subidas y bajadas de los precios en el mercado spot, y no aprovechan las oportunidades de cerrar a largo plazo a mejor precio.

Ahora llega la época de los curtailments fotovoltaicos, ¿qué esperáis para estos meses en cuanto a vertidos técnicos y económicos se refiere? ¿Veremos muchos precios negativos?

Este año es probable que sigamos viendo episodios frecuentes de precios bajos o negativos durante la primavera. Desde nuestra posición como asesores de mercado, observamos que persisten los factores estructurales que favorecen este fenómeno: aunque la demanda eléctrica muestra signos de recuperación, aún es necesario incentivar un mayor crecimiento.

Por otro lado, pese al creciente protagonismo del almacenamiento, su despliegue sigue siendo incipiente y todavía insuficiente para absorber los excedentes de generación renovable en momentos de baja demanda. Además, todo apunta a que esta primavera volveremos a tener una elevada producción hidroeléctrica, lo que añadirá más presión a la baja sobre los precios del mercado y aumentará la probabilidad de vertidos.

Si queremos que el desarrollo renovable no se detenga, es muy necesario seguir impulsando la electrificación de la demanda, con centros de datos, vehículos eléctricos y bombas de calor, acelerar la integración del almacenamiento y continuar reforzando las redes eléctricas.

¿Cómo valoráis que los consumidores jueguen un papel mayor en los mercados energéticos?

La transición energética no puede lograrse sin la implicación activa de los consumidores. Es fundamental que tomemos conciencia de nuestro papel y adoptemos una actitud proactiva en la gestión de la demanda. El desarrollo tecnológico, el avance de la Inteligencia Artificial y la digitalización nos ofrecen hoy todas las herramientas necesarias para hacerlo de forma eficiente.

El autoconsumo y el almacenamiento distribuido también jugarán un papel fundamental para que los consumidores puedan gestionar su consumo y optimizar el precio al que acceden a la energía. Este protagonismo creciente del consumidor contribuirá a un sistema eléctrico más flexible y eficiente.

¿Qué desafíos enfrenta España para cumplir con los objetivos de descarbonización?

Algunos de los principales desafíos ya los hemos ido comentando. Uno de los más relevantes es el necesario despegue del almacenamiento energético. Estamos ante una gran oportunidad: el coste de las baterías sigue bajando en un contexto en el que se espera mayor volatilidad en el mercado eléctrico por la parada planificada de los dos reactores de Almaraz. Sustituir la energía nuclear por generación sin emisiones exige acelerar tanto el despliegue de renovables como de sistemas de almacenamiento, lo que además contribuirá a reducir los vertidos renovables.

También es importante incentivar el crecimiento de la demanda eléctrica, potenciando el desarrollo de los centros de datos, el vehículo eléctrico, las bombas de calor o el hidrógeno verde.

Por último, es imprescindible reforzar las redes eléctricas de distribución y transporte y avanzar en las interconexiones internacionales. Seguimos siendo una isla energética en Europa, y eso limita tanto nuestra seguridad de suministro como la integración eficiente de renovables.

Para los que aún no os conozcan, AleaSoft lleva más de 25 años proporcionando servicios para los mercados de energía europeos basados en una metodología de previsiones que utiliza la Inteligencia Artificial, muy de moda actualmente. ¿Cómo aplica AleaSoft la IA en sus modelos de previsión? ¿Qué ventajas tiene este enfoque para la previsión de precios y demanda?

Como dices, en AleaSoft fuimos pioneros en la aplicación de Inteligencia Artificial para la previsión de precios en los mercados de energía, hace ya más de 25 años. Nuestra metodología combina algoritmos de Machine Learning y redes neuronales recurrentes, ambos dentro del campo de la IA, con diversas técnicas de estadística clásica, como el análisis de series temporales, Box‑Jenkins, modelos SARIMAX, regresión y modelos econométricos, así como con modelos fundamentales y de simulación de curvas de oferta y de demanda. Esta hibridación aprovecha los puntos fuertes de cada enfoque y supera las limitaciones de usarlos de forma aislada. El resultado es una metodología híbrida que aprende de los patrones del pasado y también de los errores de los modelos para corregirlos y reducir su impacto. Nuestra metodología es capaz de determinar el precio de equilibrio en los datos históricos del mercado y proyectarlo hacia el futuro a partir de las previsiones de las variables de los modelos.

Un ejemplo que nos gusta mostrar para ilustrar los resultados de nuestros modelos es una previsión de largo plazo de precios del mercado ibérico de electricidad que realizamos en 2010. A pesar de los cambios en el mix de generación, como la entrada masiva de renovables y la desaparición del carbón, así como de eventos imprevistos como la crisis de la COVID‑19, la crisis energética derivada de la guerra en Ucrania o la introducción del impuesto del 7% a la generación, esta previsión sigue siendo válida quince años después.

Mirando hacia 2025, ¿qué objetivos os habéis planteado en AleaSoft para seguir creciendo y aportando valor al sector de la energía?

Mirando a 2025, en AleaSoft nos hemos marcado el objetivo de seguir consolidando nuestro papel como asesores de mercado, ofreciendo a nuestros clientes servicios que les ayuden a tomar decisiones informadas ante el gran reto que supone la transición energética.

Todo apunta a que el quinquenio actual será el de las baterías y la hibridación, por lo que uno de nuestros principales focos está en los servicios para el almacenamiento de energía, ayudando a nuestros clientes a diseñar sus proyectos de forma óptima y eficiente, estimar los ingresos esperados y evaluar su rentabilidad con visión a largo plazo.

Además, mantenemos nuestro compromiso de expansión global apoyándonos en nuestras seis divisiones, con las que damos cobertura a todas las necesidades del sector: previsiones en todos los horizontes temporales, consultoría estratégica, apoyo a la financiación de proyectos a través de nuestros Marketplaces de PPA y de activos y proyectos renovables, información actualizada mediante nuestra base de datos online Alea Energy DataBase, así como a través de nuestras publicaciones de análisis y nuestros webinars mensuales, en los que contamos con la participación de empresas e influencers de referencia en el sector.

En definitiva, queremos seguir siendo un socio de confianza para todos los actores del sector de la energía, aportando valor con conocimiento, experiencia y visión estratégica.