Delgado (Aleasoft): la renovable necesita red, almacenamiento e interconexión
Un verano de volatilidad en los mercados energéticos
El repunte del precio del gas natural en Europa durante el verano ha vuelto a trasladarse con rapidez a los mercados eléctricos, generando una volatilidad que no se veía desde hace tiempo. Antonio Delgado, fundador y CEO de la consultora Aleasoft Energy Forecasting, analiza en una entrevista las causas de este repunte y sus implicaciones para el sector renovable, con especial atención al papel que debe jugar el almacenamiento energético.
Según explica Delgado, el encarecimiento del gas responde a una combinación de factores coyunturales y estructurales: tensiones geopolíticas en Oriente Medio, incertidumbre sobre los flujos de GNL y unas reservas de gas europeas por debajo de los niveles habituales para estas fechas, en torno al 63-64% frente al 80% que solía registrarse en años anteriores. Esta situación ha llevado los futuros de gas TTF a cotizar cerca de los 68 €/MWh, arrastrando también al alza los futuros eléctricos españoles, que llegaron a superar los 121 €/MWh para el cuarto trimestre.
La generación renovable no basta por sí sola
Uno de los mensajes centrales de la entrevista es que el crecimiento de la potencia renovable instalada en España, aunque necesario, resulta insuficiente si no va acompañado de otras infraestructuras clave. Delgado subraya que hace falta también red eléctrica, almacenamiento, interconexiones internacionales y nueva demanda capaz de absorber la producción en las horas de mayor generación solar y eólica.
Esta idea conecta con un debate que atraviesa actualmente el sector: de poco sirve disponer de una elevada capacidad de generación renovable si las infraestructuras de evacuación y almacenamiento no crecen al mismo ritmo. Sin una red suficientemente dimensionada, sin sistemas que permitan desplazar la energía excedentaria a las horas de menor producción y sin interconexiones que faciliten los intercambios con otros países, el sistema eléctrico corre el riesgo de generar vertidos y perder eficiencia económica.
En este contexto, el papel de la nueva demanda —ya sea industrial, vinculada a la electrificación del transporte o a nuevos usos como el hidrógeno verde— se convierte en un elemento tan relevante como la propia generación para dar salida a la energía renovable de forma rentable.
El futuro de las baterías pasa por diversificar ingresos
Preguntado por las perspectivas del almacenamiento energético en España, Delgado defiende que la rentabilidad futura de las baterías no puede depender de una única fuente de ingresos. Su planteamiento apunta a que los proyectos de almacenamiento deberán combinar distintas vías de negocio: arbitraje de precios en el mercado eléctrico, participación en mercados de servicios de ajuste, hibridación con plantas solares o eólicas, y contratos de suministro a largo plazo (PPA), entre otras posibilidades.
Esta visión resulta especialmente relevante en un escenario de precios eléctricos volátiles como el actual, donde las diferencias horarias entre las horas de mayor producción renovable y las de mayor demanda ofrecen oportunidades de arbitraje para las baterías, pero donde depender exclusivamente de esa actividad puede resultar insuficiente para garantizar la rentabilidad de las inversiones a largo plazo.
Previsión de precios frente a curva de futuros
La entrevista también profundiza en la diferencia entre la curva de futuros de electricidad y las previsiones de precios que elabora Aleasoft. Delgado explica que ambas herramientas son complementarias: mientras la curva de futuros refleja el precio al que una empresa puede cubrirse hoy, incorporando la prima de riesgo que el mercado exige en cada momento, una previsión intenta anticipar la evolución más probable de los fundamentales —oferta, demanda, producción renovable, precio del gas— que determinarán los precios en el futuro.
Para los grandes consumidores industriales, esta combinación de horizontes resulta clave a la hora de diseñar estrategias de cobertura, evaluar la viabilidad de un PPA o decidir sobre nuevas inversiones industriales. Delgado insiste en que uno de los errores más habituales en estas estrategias es intentar acertar el momento exacto de mínimo precio para comprar, una posición que en realidad implica asumir un riesgo de mercado, aunque no se perciba explícitamente como tal.
La entrevista completa, publicada originalmente en el portal de Aleasoft, aborda también otros asuntos de actualidad del mercado eléctrico español, como el impacto de la prórroga de la central nuclear de Almaraz o el desarrollo del mercado de capacidad, en un contexto donde la combinación de generación renovable, almacenamiento, red e interconexiones se perfila como la vía necesaria para consolidar la transición energética en España.