Revista Energética. Noviembre 2024

“Los Data Centers, la electrificación de la demanda industrial y el transporte eléctrico pueden mitigar la canibalización de precios” Antonio Delgado Rigal, doctor en inteligencia artificial y CEO de AleaSoft Energy Forecasting, analiza en esta entrevista los desafíos y oportunidades que enfrenta el almacenamiento energético en el mercado español, destacando la necesidad de “un marco más robusto y detallado” que incentive la inversión y garantice la viabilidad de estos sistemas a gran escala. Asimismo, aborda el uso de hidrógeno verde “como vector primario para producir otros combustibles renovables”, y propone soluciones que mitiguen la canibalización de precios, como: “Desarrollar el almacenamiento, incrementar la demanda y hacerla más flexible”. Por último, el entrevistado explica cómo AleaSoft Energy Forecasting utiliza la IA en sus previsiones energéticas y posiciona a la compañía en un lugar clave de la transición hacia un futuro sostenible. En la actualidad, no existe en España una regulación que fomente el almacenamien- to energético, lo que limita la inversión en este ámbito. Desde su perspectiva, ¿qué tipo de incentivos regulatorios serían necesarios para que el almacenamiento BESS y la hibridación puedan desarrollar- se a gran escala en el mercado español? ¿Qué lecciones podríamos adoptar de otros países en este aspecto? Actualmente, España cuenta con cierta base regulatoria, pero aún falta experiencia para el desarrollo del almacenamiento de energía. La regulación existente es solo un primer paso. Es necesario un marco más robusto y detalla- do, que unifique criterios para la evaluación de proyectos y que sea suficientemente flexi- ble para adaptarse y mejorar a medida que el sector gane experiencia y se identifiquen ba- rreras. Por ejemplo, una posible mejora sería permitir mayor flexibilidad para las plantas híbridas, de manera que no pierdan prioridad en el despacho por incluir baterías. Además, aún faltan incentivos, lo cual li- mita la rentabilidad de los proyectos de al- macenamiento. El sector está a la espera del anunciado mercado de capacidad, previsto para principios del próximo año, aunque to- davía no existe certeza sobre cuándo y cómo se implementará. Para los inversores, esta certeza es fundamental. Un ejemplo de cómo un mercado de ca- pacidad puede favorecer el desarrollo de almacenamiento es el caso del Reino Uni- do, donde se alcanzaron 3,5 GW de capaci- dad instalada en 2023. Allí, la participación en servicios auxiliares también ha sido una fuente importante de ingresos, aunque con el tiempo estos ingresos han disminuido a medida que ha aumentado la compe- tencia. Esta es una lección que podríamos aprender de este mercado: los ingresos por servicios auxiliares tenderán a reducir- se conforme entren en operación nuevos proyectos. Italia y Australia, por su parte, ofrecen in- centivos específicos y esquemas de remu- neración de capacidad para respaldar pro- yectos de almacenamiento y responder a demandas pico. En California, se han creado subastas específicas y se otorgan créditos fis- cales y subsidios que facilitan la inversión en almacenamiento energético. Considerando los costes actuales y la di- námica del mercado, ¿cree que es viable en el corto plazo la integración de baterías de almacenamiento para gestionar la in- termitencia de las renovables y evitar los vertidos? ¿Qué modelos de negocio po- drían hacer rentable esta inversión en los próximos años? La integración de sistemas de almacena- miento en baterías para gestionar la intermi- tencia de las energías renovables y evitar ver- tidos es una solución cada vez más viable en España. Aunque los costes iniciales siguen siendo elevados, el precio de las baterías ha ido disminuyendo, reduciéndose un 50% en el último año, lo que ha ayudado a que los proyectos con baterías empiecen a ser renta- bles. Actualmente, esto es más relevante en los sistemas híbridos que combinan renova- bles y almacenamiento y que ya cuentan con acceso a la red y con un balance de planta hecho, lo que reduce el CAPEX asociado a la batería. Este modelo, además, ayuda a evitar vertidos y maximiza el aprovechamiento de la energía producida. Una parte importante de los ingresos del al- macenamiento en baterías provendrá del ar- bitraje de precios. Las baterías pueden cargar- se cuando los precios de la electricidad son bajos y verter esa energía a la red cuando los precios son altos, aprovechando las fluctua- ciones de los precios de mercado. Además, la participación en servicios de ajuste ofrece otra fuente de ingresos, aunque, como co- mentábamos anteriormente, estos ingresos pueden ser más limitados en el tiempo. Aunque ahora el hidrógeno verde en Espa- ña se encuentra en una fase prácticamen- Antonio Delgado Rigal doctor en inteligencia artificial y CEO de AleaSoft Energy Forecasting entrevista 60 ENERGÉTICA XXI · 241 · NOV 24