Resumen de la entrevista de Milena Giorgi de Energía Estratégica a Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting. En la entrevista se analiza cómo están siendo los primeros días de funcionamiento del mecanismo temporal de ajuste de costes de producción en el mercado eléctrico español, así como las perspectivas en los próximos meses en que estará vigente y una vez finalice
Tras la defensa de la Vicepresidenta tercera y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, a la medida que interviene el mercado mayorista para reducir el costo de la energía para los consumidores, en Energía Estratégica España han considerado oportuno revisar los datos obtenidos durante su funcionamiento y acercarse a respuestas de qué pasará luego de que se venza el plazo establecido.
“Desde AleaSoft Energy Forecasting ven muy probable que, si ha salido bien en general para los consumidores, sobre todo comparado con el resto de mercados europeos, se prorrogue al menos hasta finales del verano”, indica Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.
En una entrevista con Energía Estratégica España, el ejecutivo afirma que la excepción ibérica está consiguiendo el objetivo para el que fue diseñada: disminuir los precios del mercado eléctrico y, de esta forma, disminuir el precio que pagan los consumidores.
Al ser preguntado sobre el pronóstico para el mercado durante la vigencia de la medida, Antonio Delgado Rigal comenta que actualmente todas las centrales nucleares están en funcionamiento hasta finales de septiembre, cuando está prevista la próxima parada, y se espera un aumento de la producción solar en los meses de verano.
Si no se produce una ola de calor que haga subir la demanda más de lo previsto, con una producción hidroeléctrica media y con precios del CO2 en el entorno de los 80 €/t, en AleaSoft Energy Forecasting piensan que el efecto de la excepción ibérica podría ser más notorio incluso antes de septiembre.
A partir de enero, el precio de referencia del gas irá aumentando 5 €/MWh cada mes por lo que los precios del mercado eléctrico irán subiendo en correspondencia e irá bajando la cantidad adicional a pagar por los consumidores.
Sobre qué pasará con los precios al finalizar la excepción ibérica, el entrevistado contesta que todo dependerá de los precios del gas y del CO2. La excepción ibérica terminará el 31 de mayo de 2023, después del invierno, cuando se espera que los precios del gas estén menos tensionados, pero seguirán siendo precios altos.
En el caso del CO2, a no ser que la Unión Europea intervenga, es poco probable que los precios bajen. Por tanto, los precios del mercado eléctrico seguirán siendo más altos que los de antes de la crisis de la COVID.
Es muy probable que, si ha salido bien en general para los consumidores, sobre todo comparado con el resto de mercados europeos, se prorrogue al menos hasta finales del verano.
A continuación en la entrevista se analizan los efectos en los primeros 15 días de la excepcionalidad ibérica. El inicio de su funcionamiento coincidió con una ola de calor que hizo aumentar la demanda, con poca generación eólica y con la parada nuclear de la central Trillo, lo cual hizo aumentar la generación con ciclos combinados y que los precios del mercado eléctrico no bajaran tanto como se esperaba.
Si se comparan los precios del mercado MIBEL con los del resto de mercados europeos, los precios han bajado y están ahora al nivel de los precios del mercado Nord Pool de los países nórdicos, que es el que suele tener los precios más bajos del continente.
Cuando se incluye el ajuste que tienen que pagar los consumidores que se benefician de este mecanismo, efectivamente los precios son más altos que los registrados los días anteriores a los de la entrada en funcionamiento del conocido como tope al gas.
Esto se debe a que en los últimos días los precios del gas han aumentado y han arrastrado a los precios de los mercados eléctricos europeos. Pero los precios de MIBEL incluyendo el ajuste son más bajos que los de otros mercados que habitualmente tienen precios más bajos o similares, como los de Alemania y Francia.
Los efectos de la excepcionalidad ibérica también se han visto en los mercados de futuros de electricidad de España y Portugal, donde los precios bajaron desde que la Unión Europea dio su visto bueno a la medida, el 26 de abril.
A la pregunta de si hay preocupación por parte de los generadores por cómo impactará esta medida, el Dr. Delgado Rigal contesta que la principal preocupación para los generadores es la inseguridad jurídica y regulatoria que provoca una medida como esta, especialmente en este momento en que se necesitan miles de millones de euros en inversiones para llevar a cabo la transición energética, y para esto es fundamental que la regulación sea estable y predecible.
Todas las tecnologías se verán perjudicadas a largo plazo por esto. Los grandes fondos de inversión prefieren mercados seguros.
En cuanto a las renovables, tienen y tendrán un papel fundamental en los próximos años para favorecer que los precios de los mercados eléctricos bajen, para disminuir la dependencia energética del exterior y para disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero.
Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/entrevista-energia-estrategica-antonio-delgado-rigal-doctor-inteligencia-artificial-ceo-aleasoft-energy-forecasting/
Fuente Comunicae
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