Quince años después de elaborar una previsión de largo plazo para el mercado eléctrico ibérico, su comparación con la evolución real de los precios permite extraer una lección clave: las previsiones rigurosas son esenciales para financiar renovables, baterías y activos eléctricos sin inflar expectativas ni asumir niveles de deuda que el mercado no pueda sostener. Esta noticia coincide, además, con la colaboración número 750 de AleaSoft Energy Forecasting con El Periódico de la Energía
Quince años después, una previsión con perspectiva
En noviembre de 2010, AleaSoft Energy Forecasting preparó una previsión de largo plazo para el mercado ibérico de electricidad. Quince años después, la comparación entre aquella previsión y la evolución real de los precios permite extraer una conclusión clara: las previsiones de largo plazo bien fundamentadas no pretenden acertar cada episodio coyuntural, sino anticipar las tendencias estructurales del mercado.
El gráfico muestra cómo, durante gran parte del periodo analizado, los precios mensuales del mercado se movieron en torno a la senda prevista y dentro del rango de escenarios planteado. Evidentemente, el periodo incluyó episodios extraordinarios que ningún modelo de largo plazo puede reproducir con exactitud, como la crisis de la COVID-19 que hundió la demanda y los precios, o la crisis energética europea de 2021 y 2022, que llevó los precios a niveles históricamente elevados. Sin embargo, con la perspectiva que aportan quince años de datos, la previsión permitió capturar la evolución estructural del mercado ibérico.
Este resultado es también un ejemplo del papel que pueden desempeñar la inteligencia artificial, los modelos estadísticos avanzados y el conocimiento experto del sector de la energía cuando se aplican de forma rigurosa a los mercados de electricidad. AleaSoft utiliza modelos basados en inteligencia artificial en previsiones de mercados de energía desde hace 27 años.
El valor de una previsión no está en inflar expectativas
La comparación con la realidad también permite recuperar una discusión que sigue siendo plenamente vigente: qué previsiones deben utilizarse para financiar proyectos de energías renovables, almacenamiento o hibridación.
Hace quince años, una previsión prudente y técnicamente robusta como ésta podía parecer poco atractiva desde una visión puramente financiera. Una senda de precios menos agresiva implicaba menores ingresos esperados, una TIR más ajustada y, por tanto, una menor capacidad de apalancamiento. En ese contexto, algunos promotores podían verse tentados a utilizar escenarios artificialmente optimistas para mejorar la rentabilidad aparente de sus proyectos y levantar más deuda.
El problema es que una previsión inflada no mejora el proyecto. Solo mejora temporalmente su presentación financiera. Si los precios reales no acompañan, la deuda permanece, pero los ingresos no llegan. En ese momento aparecen las tensiones de caja, las refinanciaciones forzadas y, en algunos casos, la pérdida de valor de activos que, técnicamente, siguen teniendo un gran potencial.
La lección de la burbuja fotovoltaica
El sector fotovoltaico ofrece un ejemplo especialmente claro de esta dinámica. Durante determinados periodos, las expectativas de precios futuros excesivamente optimistas contribuyeron a construir modelos financieros con rentabilidades elevadas sobre el papel y niveles de deuda difíciles de sostener en escenarios de mercado más realistas.
Cuando los precios bajan o se sitúan por debajo de las expectativas utilizadas en la financiación, la realidad del mercado se impone. La cuestión no afecta únicamente a proyectos puramente merchant. Muchas empresas desarrolladoras e IPP han acumulado estructuras de deuda muy exigentes por haber financiado activos con previsiones que no reflejaban adecuadamente los riesgos de largo plazo.
La responsabilidad, en estos casos, no suele estar en un único punto de la cadena. Promotores, financiadores, asesores e intermediarios comparten el incentivo de utilizar escenarios que hagan viable la operación en el corto plazo. Sin embargo, la sostenibilidad financiera de un proyecto depende de que las hipótesis de ingresos sean sólidas, trazables y defendibles durante toda la vida útil del activo.
Fotovoltaica, baterías y puntos de conexión: una visión optimista, pero realista
El análisis no debe confundirse con una visión negativa sobre la energía fotovoltaica. Al contrario, la generación fotovoltaica continúa siendo una de las tecnologías más competitivas para producir electricidad. En un sistema eléctrico que avanza hacia la descarbonización, generar un MWh fotovoltaico tiene un valor estratégico creciente.
Además, los puntos de conexión son activos cada vez más escasos. Su disponibilidad limitada los convierte en elementos de gran valor para el desarrollo renovable, especialmente en un contexto en el que la electrificación de la economía, el almacenamiento de energía y la sustitución progresiva de tecnologías fósiles aumentarán la necesidad de nueva capacidad renovable.
La incorporación de baterías permite mejorar aún más la rentabilidad real de los proyectos. Una hibridación óptima entre renovables y almacenamiento puede aumentar el precio capturado, reducir vertidos, desplazar energía hacia horas de mayor valor y abrir nuevas fuentes de ingresos en servicios de ajuste o esquemas de flexibilidad.
La nueva etapa: refinanciar con previsiones rigurosas
El sector entra ahora en una etapa en la que muchas decisiones pasarán por la refinanciación de deuda, la reestructuración de carteras y la revisión de planes de negocio. En este contexto, la pregunta clave vuelve a ser la misma: qué previsiones de precios de largo plazo se tomarán como referencia.
La respuesta tendrá consecuencias importantes. Una previsión demasiado optimista puede volver a generar problemas de apalancamiento. Una previsión excesivamente conservadora puede infravalorar activos que tendrán un papel central en un sistema eléctrico descarbonizado, electrificado y con una participación creciente del almacenamiento.
El reto consiste en trabajar con previsiones capaces de reflejar la complejidad del mercado: evolución de la demanda, desarrollo renovable, cierre nuclear, precios del gas y del CO₂, interconexiones, canibalización de precios, almacenamiento, hibridación, vertidos, servicios de flexibilidad y cambios regulatorios.
Mirar a 5, 10, 20 o 40 años
Las decisiones de inversión en energía no se toman para el corto plazo. Un proyecto renovable, una batería o una planta híbrida necesitan una visión de mercado que abarque décadas. Por eso, el valor de una previsión de largo plazo no está en ofrecer una cifra aislada, sino en construir una visión coherente de escenarios, riesgos y oportunidades.
Si fuera posible observar hoy los precios capturados dentro de 5, 10, 20 o 40 años, muchos activos que actualmente parecen tensionados por su estructura financiera podrían mostrar un valor estratégico muy superior. En un sistema eléctrico sin emisiones, con mayor electrificación y sin centrales nucleares, la generación renovable, el almacenamiento y los puntos de conexión tendrán un papel fundamental.
Colaboración número 750 con El Periódico de la Energía
Esta noticia marca la colaboración número 750 de AleaSoft con El Periódico de la Energía, una relación editorial iniciada en 2019 y mantenida con una frecuencia de al menos dos publicaciones cada semana.
Durante estos años, el objetivo ha sido aportar análisis, contexto y visión de largo plazo sobre los mercados de energía europeos, la evolución de los precios, la financiación de proyectos, las energías renovables, los PPA, el almacenamiento y los grandes retos de la transición energética.
La previsión realizada en 2010 para el mercado ibérico de electricidad resume bien esa filosofía: en un sector tan expuesto a la volatilidad, la incertidumbre y los cambios regulatorios, las decisiones estratégicas necesitan previsiones independientes, rigurosas y coherentes con los fundamentos del mercado.
