AleaSoft fue creada en 1999, hace 20 años. La compañía está muy vinculada al surgimiento del mercado eléctrico liberalizado en 1998. El mercado trajo competencia entre las empresas del sector que comenzaron a necesitar las previsiones proporcionadas por AleaSoft: de consumo eléctrico primero, de producción térmica y de precios de mercado eléctrico y commodities, después; y más recientemente de producción de renovables como eólica, solar fotovoltaica y termosolar. Después surgió el mercado del gas del que la compañía también hace previsiones de demanda y precios.

La integración en Europa ha hecho que toda la normativa europea en temas de energía y mercados se adopte en España. El mercado eléctrico español está muy vinculado con los mercados eléctricos europeos. Las interconexiones con Francia hacen que las variaciones de precios sean mucho menores que hace unos años y que se tengan precios más bajos también.

Para AleaSoft ha sido una oportunidad poder hacer previsiones de precios, demandas y renovables para todos los mercados eléctricos europeos en todos los horizontes: corto, medio y largo plazo, en este caso para PPAs.

Los mercados energéticos europeos son bastante estables en general en lo que se refiere a la esencia y eso es una característica positiva. Los inversores huyen de los mercados donde se sospecha que va a haber cambios. Un tema pendiente en el mercado español es la poca liquidez en los mercados de futuro, pero es un tema en el que se está avanzando a medida que los agentes van aprendiendo a gestionar el riesgo a medio y largo plazo.

La tendencia y la evolución de los mercados energéticos europeos es estar cada vez más integrados en la medida que aumenten las interconexiones.

Al ser preguntado sobre si el mercado eléctrico español necesita retocarse, Antonio responde que el mercado eléctrico está integrado dentro del mercado eléctrico europeo, con reglas similares, formando parte de un mercado único, solo limitado por las interconexiones. En el caso hipotético de que las interconexiones entre los países y las regiones fueran ilimitadas habría un precio único en toda Europa para cada hora. No tiene sentido una idea de mercado que no se adapte totalmente a las reglas del mercado eléctrico europeo. La estabilidad de un mercado es fundamental para garantizar las inversiones a largo plazo.

Hay otros mecanismos alternativos al mercado spot que se deben usar más y que existen desde hace tiempo: los mercados de futuros, los contratos bilaterales y los PPAs. Si las empresas que generan y las empresas que consumen se ponen de acuerdo pueden pactar un precio en cualquier horizonte temporal. La mejor forma de comprar y vender electricidad es combinar adecuadamente los mercados de futuro, los contratos bilaterales, los PPAs y el mercado spot. Para hacer esto adecuadamente cada empresa debe tener una visión del mercado eléctrico y eso es lo que provee AleaSoft: previsiones coherentes y con una sólida base científica para brindar una visión del mercado eléctrico en todos los horizontes temporales.

Otro tema tratado en la entrevista fue la influencia del precio del CO2 y de otros factores en los precios del mercado eléctrico. El CO2 seguirá introduciendo variabilidad en el sistema eléctrico, aunque es poco probable que suba por encima de los 30 €/t en el corto plazo porque los precios de los mercados subirían demasiado y traería graves consecuencias a la economía europea. El Brexit, sea duro o blando, ha estado siendo una de las fuentes de incertidumbre en el precio del CO2. Ahora que el horizonte del Brexit se aleja vuelve a subir el precio de las emisiones ya que el Reino Unido es un gran consumidor de derechos de emisiones de CO2 y una fuente de especulación. El otro posible protagonista es el Brent que lleva una subida de unos 24 $/bbl en poco más de tres meses. Actualmente está cerca de los 75 $/bbl cuando a finales de diciembre estaba sobre los 51 $/bbl. Estos valores del Brent son precios de futuro para el mes de junio 2019 del mercado ICE.

El Brent está influenciado actualmente por la inestabilidad en Venezuela y en general en el Medio Oriente. Una crisis política puede ser el desencadenante de una escalada de precios. En el caso del gas, las situaciones en Argelia y Libia son complicadas y pueden traer alguna sorpresa desagradable.

Otro posible protagonista de una subida de precios es la producción nuclear francesa. Francia consume el 75% de la electricidad de origen nuclear. Si el verano fuera más caluroso de lo normal aumentaría la demanda electrica y si a eso se suma que puede haber problemas con el enfriamiento de las nucleares, con las correspondientes paradas, el precio subiría. La refrigeración de las centrales generadoras de electricidad , tanto nucleares como térmicas de gas y carbón, que usa agua del mar o de los rios tiene la limitación de no aumentardemasiado la temperatura del medio acuático para no poner en peligro la fauna. Ante una ola de calor, esta limitación puede obligar a la parada de algunas centrales con el consiguiente riesgo en el suministro y el aumento de precios en el mercado. A finales del 2016 y principios del 2017 hubo un gran problema por paradas nucleares para revisión en varias centrales provocando precios altos en Europa.

El Periódico de la Energía pregunta cuál es el secreto del éxito de AleaSoft, que utiliza la Inteligencia Artificial para obtener sus previsiones, para trabajar con buena parte del sector. Según el entrevistado, en AleaSoft se ha desarrollado un nuevo modelo de previsión y una nueva metodología basada en la combinación de diferentes técnicas: Machine Learning con redes neuronales, Box-Jenkins y regresión múltiple no lineal. En estos momentos tiene unos 400 modelos en funcionamiento para dar servicio en los principales mercados europeos.

Si se resumieran las claves del éxito como empresa de previsiones de referencia en Europa, los elementos claves serían: experiencia en el sector de la energía, que son 20 años ya; método científico con modelos y metodología contrastada en la práctica; previsiones coherentes con buena calidad en los resultados; y como referencia, cuenta con las principales empresas del sector en Europa entre sus clientes en estos 20 años.

Retomando el tema de los protagonistas del mercado eléctrico, en la entrevista se analiza el caso de los PPAs, que el año pasado ganaron mucho protagonismo, pero que da la sensación que se han frenado los contratos a largo plazo en España. En general los grandes consumidores estaban muy sesgados y muchos preferían comprar en el mercado spot o con contratos de uno o dos años de horizonte ya que es una gran responsabilidad comprar electricidad a 5, 10 o 15 años. Los contratos a largo plazo no han sido por lo general muy frecuentes, a diferencia de Francia donde sí lo son. Con la subida de precios del mercado eléctrico que comenzó en el 2018 por la subida del CO2, el carbón y el gas, los grandes consumidores que apostaban por el corto plazo comenzaron a pagar mucho más por la electricidad. Ese proceso ha traído una concientización de que es necesario tener previsiones de precios a medio y largo plazo para minimizar el riesgo y tener una estrategia de compra de energía eficiente.

Los PPAs comenzaron con fuerza el año pasado como una necesidad de los promotores de parques fotovoltaicos de buscar financiación ya que los bancos y los fondos de inversión se sienten más cómodos si hay garantías de compra de la electricidad a largo plazo para evitar los riesgos de precios de mercado muy bajos en el futuro.

En realidad, un PPA es una oportunidad para un gran consumidor de gestionar y minimizar los riesgos de precios altos en un futuro. Ambas partes se cubren, tanto los vendedores como los compradores de electricidad. El gran consumidor así puede optar por una fuente estable a largo plazo de una energía limpia y renovable que cada vez es más importante para la imagen de las compañías.

Poco a poco los PPAs se van abriendo camino como una buena opción para todas las partes. En los próximos 10 años se van a invertir en España 30 mil millones en energías renovables y los PPAs tendrán un protagonismo especial.

Firmar un contrato a largo plazo es una gran responsabilidad para la empresa que invierte y construye un parque fotovoltaico, para el offtaker, o parte compradora, y para la entidad que presta el dinero, sea un banco o un fondo de inversión. Todas las partes involucradas en un proceso de este tipo necesitan tener unas previsiones de precios de futuro basadas en un método científico, previsiones que sean coherentes y confiables ya que en conjunto se habla de miles de millones de euros al año en cada uno de los países grandes de Europa.

El precio a largo plazo es la base a partir de la cual se generan todos los planes financieros de las entidades que intervienen en un PPA o en un proceso de inversión para ir a mercado.

En la entrevista se habla sobre la previsión de un nuevo boom renovable. Se comenta que los planes son optimistas, lo que es muy positivo. Como ha venido planteando AleaSoft en diferentes foros y publicaciones, España en un futuro debe pasar de ser importadora neta de energía, tanto eléctrica, gas, carbón y derivados del petróleo a ser exportadora neta de energías renovables y limpias: electricidad e hidrógeno.

Sobre si el mercado está preparado para tantos nuevos MW de energía verde, se plantea que en la práctica se presentan problemas con los puntos de conexión a la red, problemas técnicos y burocráticos que retrasan las inversiones. Por otra parte, las entidades que prestan el dinero necesitan una contraparte, o sea, el gran consumidor que firme un PPA, y muchos de los grandes consumidores todavía no están concientizados de que este PPA les conviene. El boom renovable no será tan optimista pero sí será significativo.

El mercado siempre está preparado para los cambios si se hacen ordenadamente y sin intervencionismo. Una energía más barata, renovable y limpia como la fotovoltaica irá desplazando al carbón, al gas y a la nuclear.

Los mecanismos de mercado sólo necesitan poner de acuerdo a productores y consumidores de forma estable, transparente y a largo plazo.

Al ser preguntado sobre si existirán precios cercanos a cero si se cumplen las previsiones de nuevo boom renovable, el director de AleaSoft responde que desde hace un tiempo que ya existen precios cercanos a cero, en algunas ocasiones, pero en AleaSoft se espera que no se incrementen significativamente en el futuro.

En la entrevista se analiza si hay un suelo en los precios futuros con la entrada de las renovables. Se comenta que hay muchos suelos que harán que el precio no baje por debajo de determinados umbrales: las baterías, el aumento de la demanda en horas de precios más bajos, las exportaciones al resto de Europa y la sustitución del gas. De cara a un futuro no lejano hay que tener en cuenta la fabricación de hidrógeno. Si el precio de la electricidad baja hasta un punto en que es rentable producir hidrógeno, el precio de mercado eléctrico no caerá por debajo de este umbral. El hidrógeno se producirá para ser usado como batería o para vender directamente. En un futuro parte del transporte se realizará usando hidrógeno: coches, camiones, barcos y aviones, o sea, un combustible renovable y no contaminante; ni siquiera contaminación acústica.

Sobre la afectación que producirá el regreso del impuesto a la generación a los precios en los próximos meses, se apunta a que sin duda hará que los precios suban. En AleaSoft se había estimado una subida entre un 2% y un 5% pero es difícil de cuantificar porque en el precio del mercado eléctrico influyen una docena de variables que hacen más complicado el cálculo de la influencia del impuesto. En las dos primeras semanas en la compañía se ha calculado una subida cercana al 5%. Cuando hayan pasado más días y se tenga más información, se podrá hacer el cálculo con más precisión. En los próximos meses se estima que se vaya reduciendo la influencia de la subida del impuesto hasta llegar al 2%.

Este es un impuesto injusto que castiga a la producción eléctrica española con respecto al resto de países del entorno. Desde el 1 de abril se invirtió el flujo eléctrico en la interconexión con Portugal. Antes España exportaba más horas y después de esa fecha ha pasado a ser importadora eléctrica una mayor cantidad de horas. También castiga a los consumidores que tienen que asumir un mayor precio de la electricidad. La suspensión definitiva debió producirse el 1 de octubre, como se hizo con el céntimo verde a la producción con gas. Este impuesto del 7% a la generación se creó en un momento en que el país necesitaba una recaudación adicional, por la grave situación económica, cosa que ya no sucede.

Sobre cómo afectará el precio de los combustibles fósiles al mercado eléctrico, en la entrevista se comenta que el precio del carbón y el gas están entre la docena de factores que afectan el precio del mercado eléctrico. Al ser un mercado marginalista el precio lo marca por lo general el gas o el carbón agregando la influencia del CO2. Esto continuará durante muchos años en el futuro ya que el gas es necesario como respaldo de las renovables, para producir cuando no haya viento y sea de noche o esté nublado.

En los últimos meses los ciclos le ganan la partida al carbón. Se verá cada vez una menor producción con carbón. Los grupos de carbón irán cerrando hasta que desaparezcan. Después de los grupos de carbón cerrarán las nucleares. No obstante, como se decía anteriormente, la producción con gas continuará todavía muchos años más.

El calendario de cierre nuclear aprobado por el Gobierno y las eléctricas, así como las afectaciones que puede producir en el mercado eléctrico fue otro de los temas tratados en la entrevista. Las nucleares dan estabilidad al sistema al proporcionar una generación base prácticamente constante. Que el cierre de las centrales se haya acordado y que éste se haga de forma escalonada y ordenada es una situación beneficiosa para el mercado eléctrico. Mientras los cambios se hagan gradualmente y de forma planificada es positivo para el mercado y para el sistema. El problema sería si alguien plantease cerrar las centrales nucleares de golpe, ya que la capacidad renovable ahora mismo es demasiado limitada para operar masivamente sin el respaldo de la nuclear.

Para finalizar la entrevista, se habla del papel que van a jugar las interconexiones en el precio futuro del mercado eléctrico. De cara al futuro, las interconexiones van a ser fundamentales al igual que el autoconsumo eléctrico. Las interconexiones dan estabilidad al sistema y disminuyen la volatilidad del precio del mercado.

Para más información, se puede consultar el siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/entrevista-aleasoft-en-el-periodico-de-la-energia/