Antonio Delgado (Aleasoft): "No basta con tener mucha generación renovable; hace falta red, almacenamiento e interconexiones"
El fundador de Aleasoft Energy Forecasting analiza la escalada del gas y la electricidad de este verano, advierte de que "no basta con tener mucha generación renovable" y explica qué separa a los proyectos de baterías que se financian de los que se quedan en papel.
El gas disparado y las reservas bajas: "Europa sigue siendo muy sensible al gas internacional"
El precio del gas europeo ha vuelto a dispararse este verano y los futuros de electricidad han reaccionado con fuerza. Antonio Delgado, CEO de Aleasoft Energy Forecasting, señala que hay una combinación de factores coyunturales y estructurales. "El detonante más inmediato es geopolítico, especialmente la situación en Oriente Medio y la incertidumbre sobre los flujos de GNL a través del estrecho de Ormuz", explica. Además, recuerda que Europa llega al episodio con las reservas de gas por debajo de los niveles habituales y con una fuerte competencia con Asia por el GNL.
Los datos que maneja Aleasoft confirman la tensión. Los futuros de gas TTF para el Front-Month se situaron alrededor de los 68 €/MWh en la última semana de agosto, mientras que las reservas de gas europeas rondan el 63%-64%, frente a niveles próximos al 80% que eran habituales en estas fechas. El futuro español del cuarto trimestre en el mercado OMIP llegó a 121,77 €/MWh el 24 de agosto y cerró el día 25 alrededor de 120 €/MWh. "Es una señal muy distinta de la que daba el mercado hace apenas unos meses", subraya Delgado.
Sin embargo, el responsable de Aleasoft matiza que estos niveles no se mantendrán necesariamente durante todo el invierno. "Si disminuye la tensión geopolítica, aumentan los flujos de GNL o tenemos un invierno suave, la prima de riesgo puede reducirse rápidamente", afirma. Pero el episodio vuelve a demostrar algo importante: Europa continúa siendo muy sensible al precio internacional del gas y esa exposición se transmite con rapidez al mercado eléctrico.
Coberturas y escenarios: "El principal error es intentar acertar el mínimo"
La curva de futuros ha subido con fuerza, pero ¿qué debe hacer un gran consumidor con esa información? Delgado distingue dos herramientas complementarias. "La curva de futuros nos dice a qué precio puede cubrirse hoy una empresa. Es el precio que está poniendo el mercado al riesgo en este momento. Una previsión intenta responder a otra pregunta: cuál es la evolución más probable de los fundamentales", explica.
En ese sentido, el CEO de Aleasoft insiste en que una estrategia de compra no debería consistir en decidir si "creemos" más en los futuros o en una previsión, sino en utilizar ambas. "La previsión permite contextualizar la curva de futuros y analizar escenarios. Y los futuros permiten materializar una cobertura", añade. Para un gran consumidor, señala, no basta con saber qué ocurrirá mañana; necesita entender qué puede suceder en los próximos meses para decidir sus coberturas y también cuál puede ser el precio dentro de cinco, diez o veinte años si está valorando un PPA, una inversión industrial o una nueva planta.
Delgado identifica cuál es el error más frecuente que observa entre los grandes consumidores: "intentar acertar el mínimo. Una política de cobertura no debería basarse en esperar hasta encontrar el momento perfecto para comprar. Ese momento solo se conoce a posteriori", advierte. En su lugar, recomienda definir previamente qué porcentaje del consumo se quiere cubrir, con qué horizonte y qué nivel de riesgo puede asumir la compañía. Y subraya la importancia de trabajar con escenarios: "Un director financiero debería saber qué ocurre con su presupuesto si vuelve a producirse una situación extrema en el gas, si tenemos un año con poca producción renovable o, en sentido contrario, si continúa creciendo rápidamente la fotovoltaica y aparecen muchas horas de precios bajos".
España, ¿sigue siendo competitiva para la industria electrointensiva?
España quiere atraer centros de datos e industria electrointensiva apoyándose en su elevada producción renovable, pero los episodios de precios elevados y volatilidad ponen en duda esa ventaja. Delgado cree que España sigue teniendo una ventaja estructural importante: dispone de uno de los mejores recursos solares de Europa, un buen recurso eólico y una enorme cartera de proyectos renovables. "Eso debe traducirse a largo plazo en electricidad competitiva", afirma.
Pero una multinacional no decide dónde invertir mirando el precio medio del último año, recuerda. Necesita conocer el coste esperado de la energía, su volatilidad, las posibilidades de cerrar un PPA o establecer una estrategia de cobertura, la disponibilidad real de conexión a la red y las perspectivas de crecimiento del sistema eléctrico. Y ahí Delgado lanza una advertencia: "No basta con tener mucha generación renovable. Hace falta también red, almacenamiento de energía, interconexiones y nueva demanda capaz de consumir esa electricidad".
El CEO de Aleasoft recuerda que la Comisión Europea ha señalado precisamente que España necesita seguir aumentando el almacenamiento y las interconexiones y reforzando las redes. "Si hacemos bien esas inversiones, la combinación de renovables, almacenamiento y nueva demanda industrial puede convertirse en una ventaja competitiva extraordinaria para España", concluye.
Peajes y tarifas: "Para el hogar, simplicidad; para la industria, señales económicas precisas"
El crecimiento de las renovables, el almacenamiento y los nuevos grandes consumos está cambiando la forma de utilizar el sistema eléctrico. Delgado cree que es necesario revisar los peajes y tarifas, pero distingue entre consumidores domésticos e industriales. "Para un hogar debemos buscar simplicidad y protección", afirma. Eso implica permitir que quien tenga capacidad para desplazar consumos (vehículo eléctrico, bomba de calor, termo eléctrico o batería) pueda beneficiarse de hacerlo, pero sin trasladar al consumidor doméstico toda la complejidad horaria del sistema.
Para la industria y los grandes consumidores, en cambio, sí puede tener sentido enviar señales económicas más precisas sobre cuándo y cómo utilizan la red. "Muchos procesos industriales tienen cierta capacidad de adaptación y una buena estructura de peajes puede ayudar a reducir congestiones, aprovechar mejor la infraestructura existente y facilitar la integración de nueva demanda", explica.
Delgado insiste en que no hay que confundir la señal del mercado con la señal de la red. "El precio horario de la electricidad debe reflejar cuándo hay abundancia o escasez de energía. Los peajes, en cambio, deberían reflejar fundamentalmente el coste de disponer y utilizar las redes necesarias", subraya. Además, recuerda que España quiere atraer nueva industria y necesita invertir mucho más en redes, por lo que el reto es encontrar un equilibrio: financiar esas infraestructuras sin cargar unos costes que frenen la electrificación o reduzcan la competitividad industrial. "Más que una reforma orientada simplemente a abaratar los peajes, necesitamos una estructura tarifaria que combine uso eficiente de las redes, competitividad y electrificación", sentencia.
Baterías: del '¿cuánto puede ganar?' al '¿son bancables esos ingresos?'
España acumula decenas de gigavatios de proyectos de baterías en distintas fases de desarrollo, pero la potencia realmente operativa sigue siendo muy reducida. Delgado cree que "cada vez está más claro que tener un punto de conexión y un proyecto técnicamente viable no es suficiente. El gran salto está en demostrar que existe un modelo de ingresos suficientemente robusto para conseguir financiación".
Una batería puede participar en arbitraje diario e intradiario, servicios de ajuste y, en el futuro, en el mercado de capacidad. Pero cada una de esas fuentes de ingresos tiene un perfil de riesgo diferente. "No podemos tomar los spreads actuales y multiplicarlos por veinte años. Cuando entren muchos gigavatios de baterías, las propias baterías modificarán los spreads y competirán entre ellas", advierte. Lo mismo ocurre con los servicios de ajuste: "son mercados relativamente pequeños y no pueden absorber ilimitadamente nueva capacidad manteniendo las rentabilidades actuales".
Por eso, dice Delgado, estamos viendo un cambio de etapa. La primera pregunta era: "¿Tiene conexión?". La siguiente fue: "¿Cuánto puede ganar?". Ahora la pregunta decisiva empieza a ser: "¿Son bancables esos ingresos?". "Los proyectos que consigan demostrar ingresos sólidos bajo distintos escenarios, una estrategia de operación coherente y una estructura financiera resistente serán los que tengan más posibilidades de construirse", concluye.
Mercado de capacidad y financiación: el 'revenue stack' como clave
El mercado de capacidad puede ser una pieza importante para la financiación de baterías, pero Delgado matiza que no convierte automáticamente una batería en bancable. La Comisión Europea aprobó a finales de mayo el mecanismo español, con un presupuesto de hasta 9.000 millones de euros durante diez años. Su objetivo es remunerar capacidad disponible para producir, almacenar o reducir consumo cuando el sistema lo necesite.
"Para una batería, un ingreso relativamente estable asociado a disponibilidad puede mejorar considerablemente el perfil financiero porque reduce la dependencia exclusiva de ingresos merchant", explica. Pero habrá que conocer el resultado real de las subastas, la remuneración, los factores de de-rating, la duración de los contratos y las obligaciones asociadas. "Una cosa es que exista un mecanismo de capacidad y otra muy distinta cuánto ingreso bancable puede atribuirse a un proyecto concreto", subraya.
El CEO de Aleasoft cree que "el futuro de la financiación BESS estará precisamente en el revenue stack: combinar varias fuentes de ingresos en lugar de depender de una sola. Arbitraje, mercados de ajuste, capacidad y, cuando sea posible, contratos a largo plazo". Cuanto mayor sea la parte predecible o contratada de esos ingresos, más fácil será aumentar el apalancamiento y reducir el coste de capital. En cuanto a lo que piden los bancos, Delgado señala que necesitan entender de dónde salen los ingresos y comprobar que el proyecto puede devolver la deuda en escenarios menos favorables que el central. "Uno de los errores que más debemos evitar es extrapolar los ingresos extraordinarios de un período reciente durante toda la vida del activo", advierte.
Almaraz hasta 2030: "La extensión modifica las previsiones de precios y de spreads"
La continuidad de Almaraz hasta 2030 modifica uno de los supuestos importantes que se manejaban para el mercado eléctrico español. Delgado explica que la extensión aprobada permite que Almaraz continúe funcionando hasta junio de 2030, cuando anteriormente estaba previsto que sus dos unidades cerrasen en 2027 y 2028. "Mantener varios gigavatios de generación nuclear durante esos años significa introducir más generación de coste variable bajo en el sistema", señala.
Eso, en términos generales, ejerce presión a la baja sobre los precios del mercado eléctrico y reduce la necesidad de producción de los ciclos combinados en determinadas horas. Pero hay una segunda consecuencia: si al mismo tiempo continúa creciendo la fotovoltaica y la eólica, mantener más generación inflexible puede aumentar las situaciones de exceso de oferta y las horas de precios muy bajos. "Y ahí aparece una paradoja interesante para las baterías: un precio medio algo menor no significa necesariamente menos oportunidad. Para una batería es mucho más importante la diferencia entre las horas de precios bajos y las de precios más altos que el precio medio del mercado", afirma.
Para alguien que esté financiando hoy una batería, una planta renovable o cerrando un PPA a largo plazo, 2030 no está lejos. "Cambiar varios años de generación nuclear puede modificar los precios capturados, los spreads y los ingresos esperados del activo. Hay que volver a simular el sistema", concluye Delgado.
IA y previsiones: "Un chatbot puede escribir una explicación brillante y estar equivocado"
La inteligencia artificial no empezó con ChatGPT, recuerda Delgado. En AleaSoft utilizan redes neuronales y modelos estadísticos para realizar previsiones desde 1999. Pero lo que está ocurriendo ahora sí representa un salto importante. "Hasta hace pocos años utilizábamos la IA principalmente para modelizar relaciones complejas y realizar previsiones. La IA generativa permite añadir una capa nueva: interpretar información no estructurada, relacionar grandes cantidades de conocimiento y construir agentes capaces de utilizar diferentes modelos, datos y herramientas", explica.
En el sector de la energía, eso abre posibilidades enormes, como conectar una previsión de precios con modelos de ingresos, información de mercado, regulación y modelos financieros. Pero Delgado advierte: "También hay mucho marketing. Un modelo generativo puede escribir una explicación aparentemente extraordinaria y estar equivocado. En energía, donde detrás de una previsión puede haber una inversión de cientos de millones de euros, no podemos sustituir modelos cuantitativos, datos fiables y validación estadística por una respuesta convincente de un chatbot".
Por eso, AleaSoft está poniendo en marcha dentro de su división AleaConsulting un laboratorio de inteligencia artificial. "La idea no es añadir IA a todo porque esté de moda, sino identificar problemas concretos donde realmente aporte valor", afirma. Uno de los proyectos principales es una plataforma para analizar ingresos y financiación de baterías. También trabajan en automatización del análisis de mercados y en agentes especializados para el sector de la energía. "Creo que el verdadero salto llegará de combinar modelos predictivos, IA generativa, datos y conocimiento experto", concluye.
¿Mejores previsiones con IA? "No podemos eliminar la incertidumbre"
Las crisis de 2021 y 2022 mostraron los límites de cualquier modelo. Delgado reconoce que están haciendo mejores previsiones, pero matiza: "Eso no significa que podamos eliminar la incertidumbre. Ningún modelo podía conocer de antemano la fecha de una invasión, la interrupción de determinados flujos de gas o una decisión política extraordinaria". El error, dice, consiste en pedirle a una previsión algo que una previsión no puede proporcionar.
"Una buena previsión no es la que pretende acertar exactamente cuánto costará la electricidad dentro de diez años. Es la que representa correctamente los fundamentales del mercado, permite construir escenarios coherentes y cuantifica la incertidumbre alrededor del escenario central", explica. Por eso defiende la combinación de diferentes metodologías: en AleaSoft utilizan modelos híbridos que combinan técnicas estadísticas y de inteligencia artificial.
En cuanto al riesgo de crear una falsa sensación de precisión, Delgado es claro: "Con más datos, más capacidad de cálculo y herramientas de inteligencia artificial cada vez más potentes, estamos haciendo mejores previsiones, pero la incertidumbre seguirá ahí". Lo que distingue hoy una buena previsión de una simplemente sofisticada, concluye, es su capacidad para representar correctamente los fundamentales, construir escenarios coherentes y cuantificar la incertidumbre.
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