Resumen de la entrevista de la revista Solar News a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting, en la que realiza un análisis sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación y futuro de los proyectos renovables
La revista Solar News entrevistó a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting, para analizar las perspectivas de los mercados de energía en Europa, así como la financiación y futuro de los proyectos renovables.
La entrevista comienza cuestionando qué otras medidas importantes quedan pendientes para rebajar los precios de la energía aparte de las medidas excepcionales ya expuestas por el presidente del Gobierno español. En este sentido, el entrevistado comenta que una medida que tendría un efecto inmediato en la factura eléctrica sería la reducción temporal del IVA al 5%, y en el caso de los consumidores vulnerables al 1%. Actualmente, hasta el 30 de junio de este año, se está aplicando un IVA del 10% para los consumidores con potencia contratada de hasta 10 kW, siempre que el precio del pool sea superior a 45 €/MWh, excepto en el caso de los consumidores vulnerables severos y en riesgo de exclusión para los que la reducción del IVA se aplica independientemente del precio del mercado.
Por otra parte, tanto la Unión Europea como el Gobierno español han destacado la importancia de acelerar el desarrollo de las energías renovables para disminuir los precios de los mercados eléctricos y la dependencia energética del exterior. Sin embargo, uno de los escollos para el desarrollo de las energías renovables en España tiene que ver con la lentitud en los trámites administrativos. Una de las medidas incluidas en el Real Decreto-Ley 6/2022 está encaminada a acelerar los trámites para los proyectos que cumplen determinadas condiciones, pero en de AleaSoft Energy Forecasting se piensa que se debe trabajar y poner más recursos para acelerar el desarrollo de todos los proyectos.
También se considera que serían útiles medidas para fomentar los contratos bilaterales o PPA con grandes consumidores y comercializadoras para que los consumidores estén menos expuestos a los precios del mercado eléctrico. En España la tarifa regulada está indexada a los precios del pool y un alto porcentaje de los grandes consumidores son consumidores directos o sus contratos están indexados al precio del mercado. Si se fomentaran los contratos bilaterales la afectación de los consumidores por la volatilidad del mercado se reduciría mucho.
Las subastas de renovables también ayudan a la financiación de proyectos. Es necesario que la industria electrointensiva pueda beneficiarse directamente de estas subastas de renovables.
Otro factor que ha provocado el aumento de los precios de los mercados eléctricos a nivel europeo es el precio de los derechos de emisión de CO2, que se ha encarecido desde el año pasado. Aunque es una medida que se tendría que tomar más allá de las fronteras españolas, el Gobierno podría promover en Bruselas medidas para limitar y controlar los precios en este mercado. El mercado de derechos de emisión de CO2 es un mercado creado por la propia Unión Europea y ésta dispone de los mecanismos necesarios para controlar la oferta y la demanda de títulos y, efectivamente, controlar el precio.
Además, es importante ir pensando y planificando a más largo plazo, diseñando una estrategia a nivel europeo. En el futuro sistema eléctrico, basado en las energías renovables, se pueden producir situaciones de estrés en días en que la producción eólica, solar e hidroeléctrica no sea suficiente para cubrir la demanda, lo que podría provocar precios muy altos o falta de suministro, sobre todo en invierno. La solución para estas situaciones está en el almacenamiento de corto plazo y en el almacenamiento estacional con hidrógeno verde u otro combustible verde alternativo. Hace falta planificar con tiempo las inversiones para desarrollar toda la infraestructura necesaria, desde la fabricación del combustible verde, las redes de distribución, almacenamiento e incluso el transporte marítimo para aprovechar el potencial que tiene España como futuro exportador de esta energía.
A continuación en la entrevista se habla sobre cómo se va a pagar a las centrales que utilizan combustibles fósiles la diferencia entre los 50 €/MWh que podrán ofertar y sus costes reales. Aunque en el momento en que se realizó la entrevista faltaba por conocer los detalles de esta medida, según lo que había trascendido hasta ese momento, esta diferencia la pagarán los agentes que hacen las ofertas de compra en el mercado. Una vez obtenido el precio de casación, se calculará el coste extra de las centrales que utilizan gas en base al precio del gas en el mercado MIBGAS y en el rendimiento de cada central según su tecnología (ciclos combinados, cogeneración). Ese coste extra se repartirá entre todos los MWh comprados, de manera que los compradores pagarán el precio casado en el mercado más esa compensación extra a las centrales de gas.
Al pagarse esa compensación solamente a las centrales de gas, el precio final a pagar por los compradores será mucho menor a los precios que había antes de topar el precio del gas, porque, sin ese tope, el coste de las centrales de gas se pagaba a todas las tecnologías.
En la entrevista se analizan qué medidas se deben tomar en los precios de los derechos de emisión de CO2, los cuales son un componente importante de los precios del mercado eléctrico. Los precios del CO2 han pasado del entorno de los 30 €/t de inicios de 2021 al entorno de los 80 €/t en el que se encuentran actualmente, con máximos que han superado los 90 €/t. Es un mercado que surgió para incentivar el desarrollo de las renovables y penalizar el uso de los combustibles fósiles, por lo que tiene sentido que los precios tengan tendencia al alza y esto ha atraído a la especulación en ese mercado. Sin embargo, esta escalada de precios unida a la de los precios del gas está afectando muy negativamente a los consumidores, especialmente a los electrointensivos. En AleaSoft Energy Forecasting se ha planteado en reiteradas ocasiones que es importante regular los precios del mercado de CO2 para no afectar a los consumidores europeos, especialmente a la industria, e incluso la posibilidad de aplicar una moratoria para eximir temporalmente del pago de estos derechos de emisión a la generación con gas. Esto debe ser una medida a nivel europeo, no nacional.
En este punto de la entrevista se analiza si las soluciones propuestas para España y Portugal son válidas para otros mercados europeos. Sobre este tema, Antonio Delgado Rigal comenta que la medida de topar el precio del gas en el mercado eléctrico ibérico está basada en la excepcionalidad de la península ibérica en su condición de isla energética, es decir, en que es un territorio que no está lo suficientemente conectado con el resto de Europa. No obstante, si esta medida funciona y no tiene problemas jurídicos, se podría usar en otros países de forma temporal, aunque en AleaSoft Energy Forecasting se considera que siempre es mejor no intervenir en los mercados y que la solución definitiva está en hacer contratos a medio y largo plazo para mitigar el riesgo de precios de mercado para los consumidores.
Sobre las consecuencias que puede tener la propuesta de limitación del precio del gas en el mercado ibérico de electricidad, el entrevistado responde que está claro que esta medida supondrá una rebaja de lo que pagan los consumidores cuya factura está indexada a los precios del pool y será una gran ayuda, especialmente para los grandes consumidores y electrointensivos. Según se había anunciado, inicialmente el límite del gas estará en 40 €/MWh y en los siguientes meses irá aumentando hasta que el precio medio de los doce meses en que se aplicará la medida se sitúe en 50 €/MWh. Si los precios de la tonelada de CO2 continúan alrededor de los 80 €, los precios del mercado eléctrico serán como máximo de 120 €/MWh para un precio de gas topado en 40 €/MWh y de 160 €/MWh cuando el tope esté en 60 €/MWh.
Sin embargo, esta medida puede generar inseguridad regulatoria y jurídica porque se perderá la referencia de precios de mercado histórica que es el activo subyacente en los mercados de futuros y que se usa como base en los contratos bilaterales a medio y largo plazo. Una consecuencia de la inseguridad jurídica y regulatoria y de la intervención temporal del mercado podría ser la ralentización del mercado de PPA, porque en la financiación de proyectos de energías renovables es muy importante contar con un marco regulatorio predecible y estable.
A continuación, en la entrevista se analiza si puede verse afectada la financiación de proyectos renovables teniendo en cuenta las perspectivas de los mercados de energía en Europa. Según lo comentado anteriormente, la inseguridad jurídica y regulatoria puede ralentizar la financiación de renovables por la falta de confianza. Sin embargo, la menor disponibilidad de proyectos PPA que existe actualmente y las previsiones que indican que los precios de los mercados no van a caer drásticamente, están provocando un cambio de percepción sobre los proyectos merchant. Los bancos y fondos de inversión se están mostrando más favorables a firmar proyectos en esta modalidad de financiación. Esto demuestra que sigue habiendo interés en la financiación de los proyectos renovables a pesar de la situación de inestabilidad de los mercados, que empezó con la crisis de la COVID-19 y que ha continuado con la invasión rusa a Ucrania.
Sobre el papel que deben jugar las renovables en la necesaria transición energética, el CEO de AleaSoft Energy Forecasting asegura que las energías renovables serán unas de las protagonistas durante la transición energética, un papel que ya han demostrado desde su irrupción en el mix de generación peninsular español. El boom de la eólica primero y posteriormente de la solar fotovoltaica ha conseguido reducir drásticamente la presencia del carbón en el mix y ha ayudado a disminuir las emisiones de CO2 del sector eléctrico de España peninsular.
El protagonismo de las renovables en los próximos años vendrá dado por su papel imprescindible para conseguir la neutralidad climática en 2050, como pretende la Unión Europea, y, también, por la necesidad de conseguir la independencia energética del exterior, una necesidad que se ha hecho muy evidente tras la invasión rusa a Ucrania. En todo este proceso de transición, las renovables estarán acompañadas de otros actores fundamentales como el almacenamiento de energía con baterías, el hidrógeno verde y los vehículos eléctricos.
Para cerrar la entrevista, Antonio Delgado Rigal explica a qué necesidades del mercado responde la plataforma AleaApp desarrollada por AleaSoft Energy Forecasting. La plataforma AleaApp es una base de datos actualizada de los mercados de energía, fundamentalmente europeos. En la plataforma AleaApp se compilan los datos de una gran cantidad de variables de los mercados de energía, por ejemplo: precios de los mercados europeos, demanda eléctrica, producción eólica, producción fotovoltaica, producción hidráulica, producción nuclear, futuros de electricidad y gas, datos meteorológicos, datos económicos, entre otros. Una ventaja de la plataforma AleaApp es que permite consultar toda la serie histórica de cada variable, que es una información que en muchas ocasiones no está disponible, o que es difícil de obtener al estar en fuentes diferentes con distintos formatos. La plataforma AleaApp también incluye herramientas para visualizar y analizar los datos, convertirlos a otras temporalidades, por ejemplo, convertir la serie de precios horarios a mensual para analizar la evolución. También permite calcular medias móviles, definir alertas que avisen cuando una serie cruce algún umbral y comparar varias series para detectar causalidades. En resumen, es una base de datos de información de los mercados de energía con todas las herramientas para convertirlos en conocimiento, inteligencia, visión y oportunidades.
