Energética 249. Septiembre 2025

Es una ralentización selectiva, no un parón estructural. Las segundas subastas del Eu- ropean Hydrogen Bank adjudicaron 992 mi- llones de euros a 15 proyectos, con España liderando en número. A nivel nacional, el esquema AaaS (Auction as a Service) asignó 377 millones de euros a 485 MW de electroli- zadores. Persisten retos como asegurar elec- tricidad renovable competitiva, contratos de suministro industrial y agilizar la tramitación, pero la señal de inversión existe. España mantiene la meta de 12 GW de electrólisis en 2030, y el desarrollo dependerá más de costes y regulación europea que de falta de interés inversor. ¿Cómo valora la adaptación del mercado eléctrico europeo a los nuevos vectores como eólicas, baterías, hidrógeno y vehí- culos eléctricos? La reforma del diseño de mercado, en vigor desde julio de 2024, mejora marcos para PPAs y CfDs (Contratos por Diferencias) bi- laterales y normaliza los mecanismos de capacidad. Esto reduce la volatilidad perci- bida por los consumidores y da certidumbre a inversiones renovables y de flexibilidad. El reto pasa a la implementación nacional: ca- lendarios, reglas y gestión de congestiones. En un escenario con excesos renovables y bajo precio marginal, ¿qué papel juega la gestión activa de la demanda y qué herra- mientas anticipan un mejor aprovecha- miento? Es clave. El SRAD (Servicio de Respuesta Activa de la Demanda) y la agregación de demanda permiten desplazar consumos, re- ducir vertidos y comprar a un menor precio. Con el cambio de los mercados a 15 minu- tos que comenzará el 1 de octubre (MTU-15) y los mercados intradiarios, la optimización necesita previsiones subhorarias coordina- das de demanda, precios y generación distri- buida, además de algoritmos de scheduling para industria y recarga. ¿Cree que continuarán los episodios recu- rrentes de precios negativos? ¿Qué refle- jan sus previsiones? Sí, seguirán siendo recurrentes en fines de semana y festivos con fotovoltaica alta y de- manda baja, y en horas con congestiones lo- cales. En 2024, España ya registró horas con precios negativos y en 2025 la frecuencia ha aumentado en prima- vera y verano. En el fu- turo, el despliegue del almacenamiento y la gestión de la deman- da tenderán a acortar su frecuencia. ¿Cuál es su diagnós- tico sobre el desarro- llo del mercado de capacidad en España y su efecto sobre el despliegue del alma- cenamiento? El marco europeo ya ha normalizado los me- canismos de capacidad, con ejemplos con- solidados en Reino Unido, Italia o Francia. En España, aunque se han publicado planes y documentos de diseño, y el Real Decreto-ley 7/2025 reconoció la utilidad pública del al- macenamiento, todavía falta el despliegue efectivo de subastas con reglas claras para las baterías. Hablamos de duración mínima de la descarga, criterios de disponibilidad, test de estrés y régimen de penalizaciones. Un calendario creíble, multianual y alineado con el PNIEC será determinante para garan- tizar la bancabilidad del almacenamiento y acelerar su despliegue. Desde la perspectiva de AleaSoft, ¿qué elementos de la reforma europea del mer- cado energético están favoreciendo la atracción de inversión renovable? La reforma europea del mercado eléctrico incorpora varios instrumentos que favorecen la inversión en renovables. Los PPAs, reforza- dos gracias a una mayor transparencia y li- quidez, ofrecen visibilidadde ingresos a largo plazo. Los CfDs a dos vías, aplicables a nueva capacidad, reducen la exposición al riesgo de precios. A esto se añaden los mecanismos de capacidad y la demanda respuesta, que proporcionan ingresos por flexibilidad. Todo ello se complementa con la estandarización de productos y la introducción del MTU-15 en el acoplamiento diario, que aumentan la eficiencia y mejoran las señales de mercado. En conjunto, se configura un marco más es- table y financiable para impulsar la inversión renovable. Si AleaSoft tuviera que resumir las reco- mendaciones más relevantes para ace- lerar la transición energética en España —en términos regu- latorios, mercado y tecnología—, ¿cuáles serían? Desde AleaSoft iden- tificamos seis prio- ridades clave para acelerar la transición energética en España. En primer lugar, es im- prescindible reforzar las redes y las interco- nexiones, ejecutando con agilidad la plani- ficación 2021-2026 y poniendo en marcha la de 2025-2030, con especial atención a los corredores de evacuación y a los refuerzos en las zonas donde ya se registran vertidos de renovables. En segundo lugar, se debe avanzar en la definición de un calendario de mercado de capacidad y servicios de nofre- cuencia, como tensión e inercia sintética, con reglas claras y bancables para el desa- rrollo de baterías y bombeo, con el objetivo de alcanzar los 22,5 GW de almacenamiento previstos en el PNIEC. También es fundamental consolidar el MTU-15, así como facilitar los PPAs y cober- turas a largo plazo, incluyendo los PPAs hí- bridos con almacenamiento. En materia de hidrógeno, resulta clave coordinar las ayu- das con la demanda industrial y asegurar el acceso a electricidad renovable a precios más bajos, bien a través de PPAs o aprove- chando las horas valle. En el ámbito de la de- manda, es necesario acelerar la agregación y el despliegue del SRAD en sectores como la industria, la electromovilidad y los centros de datos, mediante señales horarias y una gestión activa del consumo. Por último, con- viene impulsar la hibridación de plantas so- lares y eólicas con almacenamiento, ya que esta estrategia permite aprovechar mejor los puntos de conexión existentes, reducir verti- dos, alargar el perfil horario de producción renovable y mejorar la gestión de riesgos en PPAs. Además, esto refuerza la competitivi- dad de los proyectos al ofrecer un producto más estable y predecible para la red y para los offtakers. En conjunto, todas estas medidas son com- plementarias: sin redes e interconexiones no se integrarán las renovables, sin flexibilidad no habrá seguridad de suministro, y sin de- manda activa, la electrificación no alcanzará sus objetivos ◉ Un calendario creíble, multianual y alineado con el PNIEC será determinante para garantizar la bancabilidad del almacenamiento y acelerar su despliegue entrevista 63 ENERGÉTICA XXI · 249 · SEP 25