AleaSoft Energy Forecasting, 27 de octubre de 2025. Resumen de la entrevista de Ramón Roca, director de El Periódico de la Energía, a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting. En la entrevista se analiza la actualidad del mercado eléctrico español, así como las perspectivas para los próximos años.
Si no había suficiente con la volatilidad en los mercados, va y llega en abril un apagón que ha vuelto a dar una vuelta a todo. La entrevista empieza con una pregunta sobre cómo está cambiando el mercado la operación reforzada de Red Eléctrica.
Antonio Delgado Rigal responde que el apagón del 28 de abril fue un punto de inflexión que ha llevado a Red Eléctrica a reforzar los procedimientos de operación y a priorizar la seguridad del sistema. Esto se ha traducido en una mayor exigencia técnica a los generadores, especialmente a las plantas renovables. Desde entonces, la gestión de la red es más conservadora, se da más peso a las tecnologías gestionables y se han incrementado los episodios de curtailment o vertido de las renovables en determinados momentos.
Por otra parte, este nuevo contexto también puede abrir oportunidades: las plantas renovables están participando en algunos servicios de ajuste que ahora están mejor remunerados, lo que puede compensar parcialmente la pérdida de ingresos por las restricciones.
En este escenario, la hibridación de las plantas renovables, especialmente fotovoltaicas, con sistemas de almacenamiento mediante baterías se vuelve clave. Las baterías permiten gestionar mejor la energía vertida a la red, reducir el curtailment y aportar flexibilidad al sistema. Además, gracias a la electrónica de potencia, contribuyen a reforzar la estabilidad y la seguridad del sistema eléctrico, actuando de forma más activa en los servicios de ajuste y en el soporte a la operación de la red. La combinación de generación renovable y almacenamiento representa, por tanto, una evolución natural hacia un sistema más seguro, eficiente y sostenible.
El operador del sistema ha solicitado unas modificaciones en los procedimientos de operación. El entrevistador se interesa por si esto puede hacer cambiar los precios de la electricidad en España.
El Doctor en Inteligencia Artificial responde que sí, sin duda. Toda modificación operativa tiene un impacto en los precios, especialmente cuando afecta a la oferta disponible en el mercado. En la medida en que se introduzcan más restricciones técnicas o mayores requisitos de reserva y control, el resultado puede ser un aumento de los precios de los servicios de ajuste en determinados períodos, sobre todo en las horas de mayor tensión del sistema.
Sin embargo, el efecto neto dependerá también del desarrollo del almacenamiento y de la flexibilidad de la demanda. A medio plazo, unas reglas operativas más exigentes, pero también más claras, pueden favorecer una operación más segura, predecible y eficiente.
Además, esta nueva operativa puede acelerar la implantación de sistemas de almacenamiento y el desarrollo de soluciones de flexibilidad, tanto por parte de los generadores como de los consumidores. Las baterías, al poder responder rápidamente a las necesidades del sistema, se vuelven cada vez más valiosas para cubrir reservas y servicios de ajuste. De igual forma, la demanda flexible y gestionable —como la industria electrointensiva o los centros de datos— podrá participar activamente en el equilibrio del sistema, beneficiándose de una mayor retribución por su capacidad de respuesta. Todo ello contribuirá a estabilizar el mercado y a mantener precios más competitivos en el largo plazo.
Las siguientes preguntas son sobre cómo ve la situación de las redes en España, si les parece bien la Planificación a 2030 y si será suficiente la retribución para que se puedan llevar a cabo esas inversiones.
El CEO de AleaSoft afirma que ven las redes como el principal cuello de botella para el desarrollo de la descarbonización. Hoy existen importantes dificultades para acceder a nodos tanto por parte de nuevos proyectos de generación renovable como por las nuevas demandas limpias, especialmente la electrificación de la industria, los centros de datos y los sistemas de almacenamiento con baterías. La red de transporte y distribución se encuentra en un punto de saturación que limita el ritmo de conexión de nuevas instalaciones y, por tanto, el avance de la transición energética.
España ha hecho un esfuerzo muy importante en la planificación de las redes, pero el gran reto ahora es la ejecución. El Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2025-2030 va en la buena dirección, con una visión más integrada del sistema eléctrico y una mejor identificación de las necesidades de conexión para renovables, almacenamiento y nueva demanda, como los centros de datos o el hidrógeno verde.
La retribución planificada para las redes se ha mejorado parcialmente. La CNMC ha propuesto elevar la tasa de retribución financiera del 5,58% al 6,46% para el próximo período regulatorio 2026-2031, lo que supone un avance respecto al marco anterior. Sin embargo, las distribuidoras consideran que este nivel sigue siendo insuficiente para movilizar la inversión necesaria en refuerzo, digitalización y modernización de la red. Reclaman una mayor estabilidad regulatoria, una retribución más acorde con los costes reales y un reconocimiento explícito de las inversiones en flexibilidad, almacenamiento y resiliencia.
Si no se incentiva adecuadamente la inversión y la innovación en la red en áreas como la monitorización avanzada, la gestión dinámica de la capacidad y la integración de recursos distribuidos será muy difícil alcanzar los objetivos del PNIEC y garantizar un sistema resiliente y seguro. La red es el pilar de la transición energética, y su modernización es tan importante como el despliegue de nueva generación renovable.
El mercado de capacidad parece que se atasca en Bruselas. A la pregunta sobre si es tan necesario para las baterías, el entrevistado responde que es fundamental. Las baterías necesitan un marco que reconozca y remunere el valor de la potencia firme y de la flexibilidad que aportan al sistema eléctrico. El mercado de capacidad es el instrumento diseñado para retribuir esa disponibilidad, premiando a las tecnologías que pueden garantizar suministro en momentos de escasez o alta demanda. Sin ese mecanismo, muchas inversiones en almacenamiento no serían viables económicamente, ya que los ingresos provenientes solo de los mercados mayoristas y de ajuste no bastan para cubrir los costes de capital y operación de los sistemas de baterías.
Es comprensible que Bruselas quiera asegurarse de que el diseño español del mercado de capacidad sea coherente con las normas europeas de competencia y no genere distorsiones en el mercado interior. Sin embargo, la aprobación definitiva es urgente: cuanto antes se active, antes podrán cerrarse las financiaciones de muchos proyectos que hoy están pendientes de una señal clara y estable de ingresos a largo plazo.
Además, el mercado de capacidad no solo beneficiará a las baterías. También incentivará la participación de tecnologías gestionables, de la demanda flexible y de soluciones híbridas renovable-almacenamiento, reforzando la seguridad de suministro y la estabilidad del sistema eléctrico en un contexto de alta penetración renovable.
En este sentido, las baterías hibridadas con plantas fotovoltaicas tendrán un papel especialmente relevante. Estas instalaciones podrán aprovechar la infraestructura existente y optimizar la conexión a red, mejorando la rentabilidad global del proyecto. Además, al combinar generación y almacenamiento, podrán ofrecer potencia firme y servicios de ajuste que, en algunos casos, puede ser más competitiva que los sistemas stand-alone, contribuyendo de manera decisiva al equilibrio y la flexibilidad del sistema eléctrico.
Sobre cuándo se verá un “boom” de las baterías en España, el CEO de AleaSoft afirma que en los próximos dos años. Ya se está viendo un crecimiento exponencial de solicitudes de acceso y de proyectos en fase avanzada, pero el verdadero “boom” llegará cuando el mercado de capacidad esté plenamente operativo y cuando las entidades financieras empiecen a financiar proyectos merchant o parcialmente merchant con mayor confianza.
En AleaStorage están observando un interés enorme por parte de fondos de inversión, utilities e IPPs que quieren posicionarse en este segmento porque entienden que el almacenamiento será la pieza clave del nuevo sistema eléctrico. Las baterías permitirán integrar más renovables, reducir los vertidos, participar en servicios de ajuste y aportar flexibilidad al sistema.
Además, el desarrollo del almacenamiento no será solo en proyectos stand-alone, sino también en plantas híbridas con fotovoltaica o eólica, que aprovecharán mejor la conexión existente y optimizarán los ingresos. A medida que avance la regulación, se consolide el mercado de capacidad y se estabilicen los precios de los equipos, se verá un punto de inflexión en las inversiones y en la construcción efectiva de proyectos.
El entrevistador pregunta si acabarán canibalizándose como se dice y en cuánto tiempo. El Doctor en Inteligencia Artificial responde que es inevitable que, con el tiempo, exista cierto grado de canibalización, como ocurre con cualquier tecnología que crece de forma rápida y concentrada en el mercado. Sin embargo, las baterías tienen una ventaja clave frente a otras tecnologías: su capacidad para participar en múltiples mercados —arbitraje energético, servicios de ajuste, capacidad, gestión de restricciones o incluso servicios locales de red— lo que permite diversificar las fuentes de ingresos y mitigar ese efecto.
A corto y medio plazo, de tres a cinco años dependiendo del ritmo de instalación, hay margen para muchos proyectos rentables, especialmente en localizaciones con alta variabilidad de precios o limitaciones de red. La clave estará en una correcta estrategia de operación y en combinar distintas fuentes de ingresos en función de las condiciones del mercado.
A más largo plazo, cuando la penetración del almacenamiento sea muy elevada, aumente la competencia y el mercado esté ya en fase de madurez, la rentabilidad dependerá en gran medida de la optimización operativa y de la capacidad de anticipar los precios y la volatilidad. En ese sentido, el uso de modelos de previsión precisos y la integración de inteligencia artificial en la gestión de activos serán factores determinantes para mantener la rentabilidad y diferenciarse en un mercado más maduro.
Desde AleaSoft están analizando numerosos proyectos de baterías e hibridación y siguen observando rentabilidades muy interesantes. Hay que tener en cuenta que el precio de las baterías ha disminuido notablemente y continuará bajando en los próximos años, lo que mejorará la viabilidad económica de los proyectos. Además, el verdadero valor a largo plazo reside en disponer de un punto de conexión, un recurso cada vez más escaso en un sistema eléctrico con una red finita que, tarde o temprano, alcanzará niveles de saturación.
Una de las medidas estrella para la próxima primavera será el nuevo Procedimiento de Operación 7.4 con el que al fin las renovables podrán controlar la tensión. Sobre qué impacto tendrá en el precio de la electricidad al bajar las restricciones, el entrevistado afirma que será una mejora importante. El nuevo Procedimiento de Operación 7.4 permitirá que las plantas renovables participen activamente en el control de tensión y contribuyan a la estabilidad de la red. Hasta ahora, esta función recaía principalmente en las centrales gestionables, lo que limitaba la integración renovable en determinadas zonas. Con la nueva normativa, las instalaciones fotovoltaicas y eólicas podrán aportar regulación de tensión mediante electrónica de potencia, reduciendo así el número de restricciones técnicas y, con ello, los vertidos.
Esto supondrá un uso más eficiente de la generación renovable y una menor dependencia de tecnologías convencionales para garantizar la estabilidad del sistema. En consecuencia, tenderá a reducir el precio medio de la electricidad y las emisiones de CO2, al aprovechar mejor la energía renovable disponible.
Además, este paso marca un cambio de paradigma: las renovables dejan de ser consideradas “no gestionables” para convertirse en actores activos de la operación del sistema. A medio plazo, la capacidad de controlar tensión, frecuencia y potencia reactiva será un factor determinante en la integración masiva de renovables y en la seguridad del suministro.
Por otra parte, el nuevo P.O. 7.4 impulsará la hibridación con baterías y el despliegue de sistemas de almacenamiento. Las baterías, gracias a su electrónica de potencia, pueden contribuir de forma inmediata al control de tensión y frecuencia, proporcionando servicios de regulación rápida y soporte a la red. Esto permitirá que las plantas híbridas de energía solar fotovoltaica con baterías no solo optimicen su vertido de energía, sino que además se integren como elementos clave en la estabilidad del sistema eléctrico del futuro.
Sobre si el problema que tiene España es de demanda y si se arreglarían buena parte de los problemas con ello, Antonio Delgado Rigal explica que efectivamente, España tiene un problema de demanda estructural. En los últimos veinte años, el consumo eléctrico apenas ha crecido, mientras que la capacidad renovable se ha multiplicado. Este desajuste entre oferta y demanda está en el origen de muchos de los retos actuales del sistema eléctrico.
Si no se acelera la electrificación de la economía —movilidad, industria, climatización y nuevos consumos como los centros de datos o el hidrógeno verde—, será muy difícil aprovechar todo el potencial de generación renovable disponible. Aumentar la demanda eléctrica es esencial para evitar precios cero o negativos recurrentes y para garantizar un retorno adecuado a las inversiones en renovables y almacenamiento.
Una mayor demanda, además, permitiría una operación del sistema más eficiente y una utilización más equilibrada de la red, reduciendo vertidos y mejorando la estabilidad. La electrificación masiva de la industria y del transporte, junto con el desarrollo del almacenamiento, serán los pilares para consolidar un modelo energético descarbonizado, sostenible y económicamente viable.
Desde AleaSoft analizan continuamente distintos escenarios de electrificación y todos apuntan a un crecimiento muy significativo de la demanda eléctrica en los próximos años. La expansión de los centros de datos, la producción de hidrógeno renovable, la recarga de vehículos eléctricos y la sustitución progresiva de combustibles fósiles por electricidad provocarán un aumento sustancial del consumo. Este crecimiento será clave para absorber la generación renovable, sostener los precios y asegurar la viabilidad económica de las inversiones en almacenamiento y generación limpia.
A las preguntas de si cree que se verá aumentar la demanda en España en los próximos años y si se atrevería a decir cuánto, el fundador de AleaSoft responde que sí, sin duda. La electrificación está empezando a despegar y se acelerará a medida que bajen los costes de las tecnologías, aumente la confianza en los precios de la electricidad a largo plazo y se consoliden los incentivos regulatorios.
En AleaSoft estiman un crecimiento acumulado de la demanda eléctrica en el entorno del 15% al 20% hasta 2030, impulsado principalmente por los nuevos consumos industriales, la digitalización, los centros de datos, la movilidad eléctrica y la producción de hidrógeno renovable. Este aumento será progresivo, pero sostenido, y marcará un punto de inflexión respecto a los últimos veinte años, en los que la demanda se había mantenido prácticamente estancada.
Desde AleaSoft también han planteado que, cuando se alcance una descarbonización total de la economía, la demanda eléctrica podría llegar a multiplicarse por tres respecto a los niveles actuales, sin contar la demanda adicional destinada a la exportación de energía o productos energéticos como el hidrógeno o los e‑fuels. Este crecimiento reflejará la electrificación completa de la industria, el transporte, la climatización y otros usos energéticos hoy dependientes de los combustibles fósiles.
Además, la combinación de mayor demanda y mayor flexibilidad, gracias al almacenamiento y a la gestión inteligente del consumo, permitirá aprovechar mejor la generación renovable, reducir los vertidos y mejorar la estabilidad del sistema. En definitiva, el crecimiento de la demanda será uno de los pilares que harán posible el éxito de la transición energética en España.
Sobre cuándo se va a dejar de ver precios cero o negativos o si han venido para quedarse, Antonio Delgado Rigal explica que van a seguir apareciendo, especialmente en primavera y otoño, cuando coinciden una alta producción solar y eólica con una demanda moderada. Mientras exista exceso de generación en determinadas horas del día, los precios cero o negativos formarán parte natural del funcionamiento del mercado.
La clave es que, a medida que se desplieguen sistemas de baterías, aumente la capacidad de interconexión y crezca la demanda eléctrica asociada a la electrificación, estos episodios serán menos frecuentes y menos intensos. La flexibilidad será la herramienta que permitirá amortiguar la volatilidad y estabilizar los precios, transformando lo que hoy es un reto en una oportunidad para un sistema más eficiente y sostenible.
Uno tiene la sensación de que en España siempre se paga una electricidad cara, el entrevistador quiere saber si es así y cómo se puede ayudar a los consumidores electrointensivos que ya están aquí y a los nuevos consumidores industriales que están por venir.
España no tiene una electricidad estructuralmente cara; lo que sucede es que el precio final al consumidor incluye una elevada carga de componentes regulados, fiscales y de peajes que distorsionan la señal de mercado. El coste de generación pura, sobre todo en las horas solares y eólicas, es cada vez más competitivo, pero los sobrecostes asociados al sistema hacen que el consumidor perciba una electricidad más cara de lo que realmente es en términos de energía.
Para los consumidores electrointensivos, los contratos a largo plazo (PPAs o CfDs) siguen siendo la mejor herramienta para estabilizar los costes y garantizar la competitividad. Estos instrumentos permiten protegerse de la volatilidad del mercado y asegurar precios predecibles, fundamentales para industrias con márgenes ajustados y consumo continuo.
Además, sería muy positivo fomentar el desarrollo de nuevos polos industriales cerca de las zonas de alta generación renovable. Esta relocalización industrial permitiría aprovechar precios locales más bajos, reducir los costes de red y minimizar pérdidas de transporte, impulsando al mismo tiempo el desarrollo económico regional.
La industria puede convertirse en el gran beneficiario de la transición energética si se diseñan adecuadamente las políticas de precios y los incentivos a la electrificación. En AleaSoft, están viendo cómo cada vez más empresas industriales buscan acuerdos de suministro verde a largo plazo y estrategias de gestión energética que les permitan competir en un entorno donde la electricidad será la fuente principal de energía.
La entrevista finaliza preguntado por la opinión acerca de que el Gobierno quiera hacer tests de estrés a las comercializadoras para saber si están preparadas a crisis de precios energéticos. Según Antonio Delgado Rigal, es una medida prudente y necesaria. La experiencia de 2021 y 2022, con episodios de extrema volatilidad y precios récord, demostró que no todas las comercializadoras estaban preparadas para gestionar adecuadamente el riesgo de mercado. Algunos actores se vieron en serias dificultades para cubrir sus posiciones o mantener sus compromisos con los clientes, lo que generó tensiones en el sistema.
Realizar tests de estrés permitirá identificar debilidades, anticipar posibles problemas y reforzar la solvencia del sector. Se trata de una práctica habitual en otros ámbitos financieros y su aplicación al mercado energético contribuirá a proteger tanto a los consumidores como a la estabilidad del sistema en su conjunto.
En AleaSoft creen que la transparencia, la gestión profesional del riesgo y las previsiones de precios de largo plazo son herramientas esenciales para fortalecer el sector minorista. Un conocimiento profundo del mercado y una planificación adecuada permiten a las comercializadoras tomar decisiones más seguras y sostenibles, evitando situaciones de vulnerabilidad ante crisis energéticas.
Además, en AleaSoft disponen de un conjunto de herramientas y servicios diseñados específicamente para ayudar a las comercializadoras a gestionar mejor su exposición al riesgo, optimizar su cobertura y planificar estrategias de compra y venta a distintos horizontes temporales. Sus previsiones de precios, escenarios probabilísticos y análisis de mercado ofrecen la información necesaria para una gestión sólida, transparente y orientada al largo plazo.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
