Notas de prensa - El primer blog de notas de prensa y comunicados de prensa

La era de la energía continua: Neutrinovoltaic Technology y el desafío energético de la inteligencia artificial

Fri, 29 May 2026 11:58:44 +0200

Los centros de datos, los sistemas autónomos, la robótica y la infraestructura digital no pueden permitirse interrupciones. Requieren energía constante, independiente del clima, la geografía y la hora del día. Los sistemas de generación intermitente, por valiosos que sean, no fueron diseñados para esta ecuación. La inteligencia artificial necesitará enormes cantidades de energía. La verdadera cuestión ya no es si el mundo necesitará nuevas fuentes energéticas, sino qué naciones liderarán esa transición.

El Neutrino® Energy Group trabaja sobre una respuesta concreta a esa pregunta. Su arquitectura, desarrollada bajo el marco matemático del Neutrino® Energy Group y el liderazgo intelectual del matemático Holger Thorsten Schubart, propone un sistema de conversión de energía ambiental continua basado en nanoestructuras de grafeno y silicio.

No se trata de capturar un tipo específico de partícula, sino de acoplar simultáneamente múltiples canales de flujo ambiental, partículas subatómicas, campos electromagnéticos de fondo, fluctuaciones térmicas y microvibraciones, y transformarlos en corriente eléctrica dirigida mediante arquitecturas asimétricas a escala nanométrica. Sin combustible. Sin turbinas. Sin dependencia de condiciones atmosféricas.

Este planteamiento no surge en el vacío. Descansa sobre décadas de física independiente que convergen ahora por primera vez de forma simultánea. El Premio Nobel de Física de 2015 confirmó que los neutrinos tienen masa y oscilan, lo que implica transferencia real de momento. El experimento COHERENT demostró en 2017 la dispersión coherente elástica de neutrinos con núcleos atómicos completos, ampliando significativamente las estimaciones clásicas de sección eficaz.

Los avances en física de no equilibrio, la modelización de materiales asistida por inteligencia artificial y los desarrollos en heteroestructuras de grafeno han completado las condiciones técnicas que esta arquitectura requería. No es ciencia especulativa. Es la convergencia de fundamentos científicos confirmados de forma independiente por algunas de las instituciones de investigación más rigurosas del mundo.

La relevancia de esta tecnología adquiere una dimensión especial en España y América Latina. Hay comunidades en regiones remotas de México, Colombia, Perú y Bolivia que llevan décadas esperando una infraestructura eléctrica que no llega. Hay islas en el Caribe, en el Pacífico y en el archipiélago canario donde cada kilovatio importado representa una sangría económica y una vulnerabilidad geopolítica estructural. Hay flotas pesqueras y navieras a lo largo de las costas latinoamericanas que operan enteramente con diésel.

Hay instalaciones de desalinización en zonas áridas de Chile, Perú y el litoral andaluz donde el coste energético es el principal obstáculo para el acceso al agua potable. Hay torres de telecomunicaciones en terrenos de montaña y selva donde la conectividad depende enteramente de la autonomía energética. Para todos estos contextos, una arquitectura que genera electricidad continua sin red, sin combustible y sin condiciones climáticas favorables no es una promesa futura. Es la respuesta que estaban esperando.

España, con su sólida tradición en energía solar y su creciente infraestructura de centros de datos, ocupa una posición estratégica privilegiada para liderar esta transición en el mundo hispanohablante. La energía neutrinovoltaica no compite con lo que España ha construido. Lo completa.

'La era de la energía continua no se anuncia. Comienza'.

Cuando la matemática precede a la máquina: la ecuación maestra de Holger Thorsten Schubart explicada

Fri, 29 May 2026 11:50:44 +0200

No introduce nuevas leyes físicas. Establece un marco matemático conservador para describir una conversión energética en estado sólido bajo condiciones de no equilibrio.

Su forma compacta es: P(t) = η · ∫V Φ_eff(r,t) · σ_eff(E) dV

Cada término corresponde a una magnitud física medible o diseñable. P(t) es la potencia eléctrica de salida instantánea. η representa el rendimiento global de la cadena de conversión. Φ_eff integra los flujos ambientales efectivamente acoplados al sistema: neutrinos solares y cósmicos, muones, campos electromagnéticos de fondo y fluctuaciones térmicas. σ_eff es un coeficiente de acoplamiento dependiente de la arquitectura del dispositivo, verificable experimentalmente, documentado en literatura revisada por pares sobre heteroestructuras grafeno-silicio y mecanismos flexoeléctricos, triboéléctricos y plasmónicos. No modifica las secciones eficaces fundamentales del Modelo Estándar. No postula nueva física de partículas.

Encaje termodinámico
El balance explícito del sistema establece: P_out ≤ ΣP_in

Esta desigualdad deriva directamente del primer principio de la termodinámica. El sistema se modela como abierto, mantenido fuera del equilibrio por flujos externos continuos. No se postula comportamiento de sobre-unidad. No se sugiere generación energética sin entrada. La ecuación define un límite superior conservador, no una garantía de rendimiento. Como ha expresado el propio Schubart: "No violamos las leyes de la termodinámica; simplemente las aplicamos de forma coherente. En un universo que nunca está en reposo, el equilibrio es una simplificación del siglo XIX".

Consistencia estadística
La coherencia interna del marco ha sido evaluada mediante simulaciones Monte Carlo y análisis multiparamétrico comparado con física experimental establecida de forma independiente. El resultado alcanza niveles de confianza estadística próximos o superiores al umbral de descubrimiento de Seis Sigma, la misma referencia que la física de partículas empleó para anunciar el bosón de Higgs en 2012. Una probabilidad de coincidencia aleatoria de aproximadamente uno entre quinientos millones no deja margen razonable para la duda sobre la consistencia del marco. Es importante precisar: este resultado afirma la coherencia física y matemática del modelo bajo sus supuestos declarados, no la verificación comercial a escala industrial. Esa es la siguiente fase, y es trabajo de ingeniería.

Arquitectura multicanal
El sistema no depende de un único vector energético. ΣP_in representa la suma de todos los flujos efectivamente acoplados: neutrinos, muones, campos electromagnéticos y fluctuaciones térmicas y mecánicas. Esta arquitectura multicanal confiere estabilidad estructural: cuando un canal fluctúa, los demás lo compensan. El experimento COHERENT confirmó en 2017 que los neutrinos transfieren momento medible a núcleos atómicos completos, validando uno de los canales físicos del modelo. La ecuación no afirma que los neutrinos constituyan por sí solos una fuente macroscópica de potencia. CEνNS se integra como uno de varios mecanismos confirmados dentro de ΣP_in.

Consideración final
La ecuación maestra de Schubart propone una estructura verificable dentro de límites termodinámicos explícitos, sobre una base científica que continúa consolidándose. El debate razonable se desplaza desde la descalificación apriorística hacia la medición cuantitativa. "La física nunca estuvo oculta", ha afirmado Schubart. "Simplemente nunca había sido ensamblada con este propósito".

La aerotermia consolida su crecimiento en España y se posiciona como una de las grandes alternativas para la climatización eficiente

Thu, 28 May 2026 10:06:45 +0200

La aerotermia vive un momento de clara expansión en España. Según los últimos datos publicados por la Asociación de Fabricantes de Equipos de Climatización (AFEC), el mercado HVAC español cerró el 2025 con un crecimiento agregado del 11,4%, impulsado especialmente por los equipos de aire acondicionado, bombas de calor y producción de agua caliente, que aumentaron un 6,5% respecto al año anterior.

El informe confirma también una aceptación cada vez mayor de tecnologías como la aerotermia y la geotermia, que se están consolidando como soluciones clave en el proceso de electrificación y descarbonización de los edificios. Este crecimiento responde tanto a la necesidad de reducir el consumo energético como al interés creciente por sistemas más eficientes y sostenibles ante el encarecimiento de los combustibles fósiles.

En este escenario, la aerotermia se ha convertido en una de las alternativas más eficientes para la climatización de viviendas, comercios y edificios. Esta tecnología aprovecha la energía del aire exterior para generar calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria con un consumo eléctrico muy inferior al de los sistemas tradicionales.

Según explica Daniel Rubio, director ejecutivo de Origen Solar, "la bomba de calor de aerotermia es capaz de generar entre 3 y 5 kWh térmicos por cada kWh eléctrico consumido, lo que permite reducir de manera muy significativa el coste energético respecto a los sistemas convencionales de gas o climatización tradicional".

La compañía, especializada en energías renovables con sede en Sant Cugat del Vallès, ha incorporado la aerotermia dentro de su oferta integral de climatización sostenible, combinándola con instalaciones fotovoltaicas para maximizar el ahorro energético y el autoconsumo.

"La combinación de placas solares y aerotermia es hoy una de las soluciones más eficientes del mercado", señala Rubio. "La energía solar permite alimentar gran parte del consumo de la bomba de calor, aprovechando incluso los excedentes fotovoltaicos y reduciendo aún más la dependencia de la red eléctrica".

Esta integración puede llegar a cubrir una parte muy importante de las necesidades energéticas de una vivienda, reduciendo notablemente tanto la factura energética como las emisiones de CO₂. Además, la aerotermia requiere un mantenimiento sencillo, mejora la calificación energética de los edificios y contribuye a revalorizar los inmuebles.

La empresa destaca también que las ayudas públicas continúan siendo un elemento determinante para impulsar este tipo de instalaciones. Actualmente, diferentes programas de subvenciones e incentivos fiscales pueden llegar a cubrir una parte significativa de la inversión inicial, facilitando el acceso a estas tecnologías tanto a particulares como a empresas.

En este escenario de transformación energética, Origen Solar desarrolla proyectos personalizados de aerotermia y energía solar adaptados a viviendas unifamiliares, comunidades de vecinos, negocios y naves industriales, ofreciendo un servicio integral que incluye el estudio energético, la instalación, la legalización y la gestión de subvenciones.

"La climatización eficiente será una pieza fundamental en la transición energética de los próximos años. La aerotermia permite reducir consumo, emisiones y dependencia energética con una tecnología madura, eficiente y preparada para el futuro", concluye Daniel Rubio.

Más sobre Origen Solar
Origen Solar es una ingeniería especializada en proyectos de energías renovables, con sede en Sant Cugat del Vallès. Desde su fundación en febrero de 2020, la empresa se ha dedicado a promover el autoconsumo de energía eléctrica y ofrecer soluciones integrales de energía solar fotovoltaica y aerotermia para particulares, comunidades de vecinos, comercios y empresas industriales. Origen Solar se distingue por el compromiso con la sostenibilidad ambiental, la eficiencia energética y el compromiso social en todas las operaciones.

SINTEF selecciona a Power to Hydrogen para producir hidrógeno verde para PYROCO2 Green Deal en Noruega

Wed, 27 May 2026 12:06:42 +0200

Power to Hydrogen (P2H2), desarrollador de sistemas de electrólisis de membrana de intercambio aniónico (AEM), anunció hoy un pedido comercial vinculante de SINTEF, uno de los mayores institutos de investigación de Europa, para un sistema de electrólisis AEM de medio megavatio cuya entrega está prevista para el cuarto trimestre de 2026. El sistema se desplegará en las instalaciones de SINTEF en Tiller, Noruega, donde producirá hidrógeno verde para un novedoso proceso de fermentación de gases que combina hidrógeno verde y dióxido de carbono capturado para producir acetona de cero emisiones, un químico base utilizado en disolventes, plásticos y cadenas de valor industriales.

El pedido constituye el segundo proyecto comercial de Power to Hydrogen, tras el proyecto emblemático de la compañía en el Puerto de Amberes-Brujas —cuya puesta en marcha está prevista para este verano— y representa una importante expansión de la electrólisis AEM hacia los químicos verdes y el aprovechamiento industrial del carbono. Esta nueva instalación forma parte de PYROCO2, un proyecto insignia del programa Horizon 2020 Green Deal de la UE financiado por la Unión Europea (acuerdo de subvención #101037009), que reúne a un consorcio orientado a demostrar una vía comercialmente viable para la conversión directa de CO2 en acetona. PYROCO2 aborda uno de los principales desafíos en la gestión del ciclo del carbono: utilizar directamente CO2 capturado para producir químicos industriales.

"Este proyecto consiste en demostrar una vía práctica y escalable para transformar CO₂ capturado e hidrógeno renovable en productos químicos valiosos", afirmó Alexander Wentzel, Chief Scientist de SINTEF. "Para que esto sea viable, necesitamos una tecnología de producción de hidrógeno capaz de combinar eficiencia, flexibilidad y una vía para reducir el coste del sistema. Creemos que la plataforma AEM de Power to Hydrogen puede cumplir esta ambición".

"SINTEF es una de las instituciones de investigación más rigurosas de Europa y seleccionó nuestra tecnología porque ofrece lo que los procesos industriales serios necesitan: eficiencia de costes y durabilidad en condiciones operativas reales", afirmó Paul Matter, CEO de Power to Hydrogen. "También demuestra la creciente demanda comercial de electrólisis AEM a escala industrial a medida que las industrias buscan formas de descarbonizarse. Creemos que este tipo de aplicaciones será fundamental para desbloquear la próxima ola de demanda de hidrógeno verde competitivo en costes".

El sistema de Power to Hydrogen generará hidrógeno verde para un proceso de conversión que combina hidrógeno con dióxido de carbono capturado para producir acetona. El proceso está diseñado para funcionar íntegramente con electricidad renovable, haciendo que el producto final esté prácticamente libre de emisiones. La arquitectura AEM de Power to Hydrogen está diseñada para responder rápidamente a variaciones de carga con energías renovables intermitentes y para mantener una baja degradación bajo ciclos industriales continuos, lo que la convierte en una solución adecuada para el perfil operativo requerido por proyectos como PYROCO2.

Para más información sobre SINTEF, visitar SINTEF.

Sobre Power to Hydrogen
Power to Hydrogen (P2H2) fabrica sistemas de electrólisis a escala industrial que producen hidrógeno verde a partir de electricidad renovable. Su plataforma de membrana de intercambio aniónico (AEM) está diseñada para ofrecer un rendimiento dinámico —incluyendo respuesta de carga inferior a 50 milisegundos y producción de hidrógeno a alta presión— utilizando una vía de materiales de menor coste y libre de iridio que evita los insumos escasos que históricamente han limitado la electrólisis a gran escala. Los sistemas de P2H2 están diseñados para integrarse directamente con energías renovables variables y para escalar hacia despliegues repetibles de múltiples megavatios, con varios proyectos comerciales en marcha a nivel global. Para más información, visitar power-h2.com y seguir a la compañía en LinkedIn.

Sobre SINTEF
SINTEF es uno de los mayores institutos de investigación de Europa, con experiencia multidisciplinar en tecnología, ciencias naturales y ciencias sociales. SINTEF es una fundación independiente que, desde 1950, ha creado soluciones e innovaciones para la sociedad y clientes de todo el mundo, ofreciendo experiencia de nivel mundial e instalaciones de laboratorio y ensayo en una amplia variedad de campos tecnológicos. Durante décadas, SINTEF ha colaborado estrechamente con la industria para desarrollar soluciones de Captura, Utilización y Almacenamiento de Carbono (CCUS), incluyendo una amplia experiencia e infraestructura para demostrar tecnologías necesarias para materializar la cadena de valor CCUS.

AleaSoft: la caída de la eólica impulsa los precios de los mercados eléctricos europeos en la tercera semana de mayo

Tue, 26 May 2026 16:10:43 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 18 de mayo, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado alemán registró el mayor incremento, del 28 %, seguido de los aumentos del 19 % y del 11 % en los mercados italiano y francés, respectivamente. El mercado español presentó la menor subida, del 2,2 %, mientras que el mercado portugués aumentó un 9,4 %. Los mercados de Francia y España acumularon aumentos por tercera semana consecutiva, mientras que Alemania e Italia encadenaron su segunda semana consecutiva de incrementos.

Durante la semana, los principales mercados analizados alcanzaron récords de producción solar fotovoltaica para un día de mayo. Los mercados italiano y portugués registraron el 20 de mayo sus mayores producciones solares para un día de este mes, con 160 GWh y 28 GWh, respectivamente. Ese mismo día, el mercado español alcanzó su segunda mayor generación fotovoltaica para un día de mayo, con 227 GWh. El mercado francés registró el 22 de mayo su máximo histórico de producción solar fotovoltaica para un día de mayo, con 169 GWh. Por su parte, el mercado alemán alcanzó el lunes 25 de mayo la mayor producción solar para un día de este mes, con 480 GWh, valor que además representó la segunda producción más alta de esta tecnología.

Para la semana del 25 de mayo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a aumentos de generación en los mercados italiano, alemán y español.

En la tercera semana de mayo, la producción eólica disminuyó en los principales mercados eléctricos europeos analizados respecto a la semana anterior. El mercado alemán registró el mayor descenso, del 57 %, mientras que el mercado italiano presentó la menor caída, del 13 %. Los mercados de España, Portugal y Francia registraron disminuciones de la generación eólica del 28 %, 30 % y 33 %, respectivamente. El mercado portugués acumuló su segunda semana consecutiva de descensos.

El viernes 22 de mayo, el mercado italiano alcanzó su mayor producción eólica para un día de mayo, con 131 GWh.

Para la última semana de mayo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento de la generación en el mercado alemán. Por el contrario, las previsiones anticipan descensos de la generación eólica en los mercados de la península ibérica, Francia e Italia.

Demanda eléctrica
En la semana del 18 de mayo, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos respecto a la semana anterior. El mercado alemán registró la mayor subida, del 4,2 %, seguido del aumento del 3,9 % en el mercado belga. La península ibérica registró incrementos del 1,7 % en España y del 1,8 % en Portugal. En cambio, los mercados de Italia, Francia y Gran Bretaña registraron descensos y revirtieron la tendencia alcista de las dos semanas anteriores. El mercado británico presentó la mayor caída, del 5,8 %, mientras que el mercado italiano registró la menor bajada, del 0,1 %. El mercado francés registró una disminución del 1,3 %.

Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en los principales mercados analizados. Alemania registró el mayor incremento, de 7,0°C, seguido de las subidas de 6,8°C en Gran Bretaña, 6,5°C en Bélgica y 6,1°C en Francia. Italia registró el menor incremento, de 2,7°C, mientras que Portugal y España presentaron subidas de 4,6°C y 5,1°C, respectivamente.

Durante la semana, la recuperación de la laboralidad tras el festivo nacional del 14 de mayo, Día de la Ascensión, favoreció el aumento de la demanda en los mercados de Alemania y Bélgica. Por otro lado, las temperaturas más elevadas respecto a la semana anterior contribuyeron a la disminución de la demanda eléctrica en Francia, Gran Bretaña e Italia.

Para la semana del 25 de mayo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a incrementos en los mercados de la península ibérica e Italia. En cambio, las previsiones anticipan descensos de la demanda en los mercados de Alemania, Bélgica, Gran Bretaña y Francia, influenciados por el festivo del 25 de mayo, Lunes de Pentecostés.

Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de mayo, los principales mercados eléctricos europeos alcanzaron sus precios diarios más elevados el lunes 18 de mayo, mientras que posteriormente registraron descensos de precios. Sin embargo, el precio promedio semanal aumentó respecto a la semana anterior en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados español, portugués y nórdico, que registraron descensos de precios del 2,7 %, el 2,9 % y el 19 %, respectivamente. Por otra parte, el mercado italiano registró el menor incremento, un ligero 0,1 %. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 11 %. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 3,3 % del mercado británico y el 7,9 % del mercado belga.

En la semana del 18 de mayo, los promedios semanales fueron superiores a 75 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados español, portugués y francés, cuyos promedios fueron de 48,48 €/MWh, 48,53 €/MWh y 48,94 €/MWh, respectivamente. En cambio, los mercados italiano y británico alcanzaron los mayores promedios semanales, de 116,31 €/MWh y 123,33 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 75,79 €/MWh del mercado nórdico y los 105,42 €/MWh del mercado alemán.

Por lo que respecta a los precios diarios, el domingo 24 de mayo, los mercados español, francés, nórdico y portugués registraron precios inferiores a 30 €/MWh. Ese día, el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 8,40 €/MWh. Este fue su precio más bajo desde el 6 de abril.

Por otra parte, en los mercados alemán, británico, italiano y neerlandés, los precios diarios superaron los 100 €/MWh en la mayoría de las sesiones de la tercera semana de mayo. Los mercados belga y nórdico también registraron precios mayores a 100 €/MWh en alguna sesión de esa semana. El lunes 18 de mayo, el mercado británico alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 141,25 €/MWh, el cual fue su mayor promedio desde el 24 de marzo. Por su parte, el 18 de mayo, los mercados alemán, belga y neerlandés registraron sus pecios diarios más elevados desde el 2 de abril, de 138,95 €/MWh, 133,63 €/MWh y 136,09 €/MWh, respectivamente.

En la semana del 18 de mayo, el aumento del precio semanal del gas y la caída de la producción eólica ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, la demanda aumentó en algunos casos.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de mayo, los precios podrían aumentar en los mercados francés, español, italiano y portugués, influenciados por la caída de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de ellos. En cambio, en mercados como el alemán, donde la demanda bajará y la producción eólica y solar aumentará, los precios podrían bajar. Sin embargo, la evolución de los precios de los mercados eléctricos europeos también se verá condicionada por la evolución de los precios del gas.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre máximo semanal, de 112,10 $/bbl, el lunes 18 de mayo. Durante el resto de la tercera semana de mayo, los precios descendieron hasta alcanzar el mínimo semanal de 102,58 $/bbl el jueves 21 de mayo. El viernes 22 de mayo, estos futuros volvieron a aumentar ligeramente y se situaron en 103,54 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 5,2 % inferior al del viernes anterior.

Las expectativas de una reducción de las tensiones geopolíticas en Oriente Medio y la posibilidad de una recuperación parcial del suministro de crudo presionaron los precios a la baja durante la tercera semana de mayo. Además, la evolución de las negociaciones entre Estados Unidos e Irán y la menor preocupación sobre posibles interrupciones prolongadas en el estrecho de Ormuz contribuyeron al descenso de los futuros de petróleo Brent.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, iniciaron la tercera semana de mayo con incrementos de precios. El martes 19 de mayo alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 51,82 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 8 de abril. Posteriormente, los precios iniciaron una tendencia descendente. Como resultado, el viernes 22 de mayo estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 48,68 €/MWh. Este precio fue un 3,0 % menor al del viernes anterior.

La evolución de las negociaciones entre Estados Unidos e Irán y la menor preocupación sobre posibles interrupciones del suministro de gas natural licuado favorecieron el descenso de los precios durante la segunda mitad de la semana. Además, las elevadas temperaturas y la menor demanda de gas en Europa contribuyeron a moderar la presión alcista sobre los futuros de gas TTF.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, los precios de cierre descendieron al inicio de la tercera semana de mayo y registraron un valor de 74,97 €/t el martes 19 de mayo. Posteriormente, los precios aumentaron hasta 75,42 €/t y, tras una nueva bajada, alcanzaron el mínimo semanal, de 74,95 €/t, el jueves 21 de mayo. En la última sesión de la semana, los precios repuntaron y estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 76,94 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,7 % superior al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 21 de mayo, AleaSoft Energy Forecasting celebró la edición número 66 de su serie de webinars mensuales. En esta ocasión, el ponente invitado fue Alejandro Diego Rosell, comunicador y consultor del sector de la energía. El webinar analizó la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos y su impacto para el almacenamiento de energía, así como el papel en el sistema eléctrico, los ingresos y las oportunidades de las baterías, el almacenamiento y la hibridación. Además, el evento incluyó la presentación de casos de éxito de hibridación.

AleaSoft: cuando la previsión importa: lecciones para financiar renovables y baterías

Fri, 22 May 2026 12:30:44 +0200

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.

Redeia alcanza la mejor puntuación del sector eléctrico español en los índices europeo y mundial Dow Jones

Fri, 22 May 2026 12:02:45 +0200

Redeia cierra un nuevo hito en su trayectoria de sostenibilidad al obtener 89 puntos sobre 100 en la última edición de los índices Dow Jones Best-in-Class de S&P Global, tanto en su versión europea como mundial. Con este resultado, la compañía se convierte en la empresa del sector eléctrico mejor valorada de España y escala hasta la segunda posición global entre las utilities eléctricas, superando de forma considerable los 83 puntos con los que cerró el ejercicio anterior. Una progresión que refleja años de trabajo consistente en la integración real de los criterios ambientales, sociales y de gobernanza en el núcleo de su modelo de negocio, y que posiciona a la compañía entre las organizaciones más comprometidas con la sostenibilidad en el sector energético europeo.

La evaluación, realizada por S&P Global a través de su Evaluación de Sostenibilidad Corporativa, analiza el desempeño de más de 3.600 empresas que representan una parte sustancial de la capitalización bursátil mundial, valorada en torno a los 59.000 millones de dólares. Solo el 10% mejor posicionado de cada sector accede a estos índices, considerados una referencia esencial para los fondos de inversión con criterios ESG. En el caso concreto de la compañía, S&P Global ha reconocido con la máxima puntuación su gestión en transparencia y reporte, medio ambiente, derechos humanos y privacidad, áreas que los analistas consideran estructurales para medir la solidez sostenible de una organización.

No es el primer reconocimiento del año. En febrero, 'The Sustainability Yearbook 2026' del mismo organismo ya había situado a Redeia entre el 1% de las compañías más sostenibles a escala global, un dato que refuerza la coherencia y consistencia del modelo. Eva Pagán, directora corporativa de Sostenibilidad y Estudios, señala que estos resultados no son casuales sino el reflejo de una organización donde la sostenibilidad no opera como una capa externa sino como parte del núcleo estratégico y de la toma de decisiones cotidiana, con impacto medible en la transición energética y en el desarrollo de los territorios donde opera.

Redia acaba de cerrar su Plan de Sostenibilidad 2023-2025 habiendo cumplido la totalidad de sus objetivos, un balance que abarca desde la descarbonización progresiva hasta la diversidad interna, pasando por la financiación sostenible y la protección del entorno natural. Con ese bagaje, ha puesto en marcha el Plan de Sostenibilidad 2026-2029, que desarrolla 33 objetivos alineados con su estrategia corporativa para el mismo periodo. Las prioridades giran en torno a la transición energética y digital, el impulso de infraestructuras resilientes, la electrificación de la economía y la generación de impacto positivo y duradero en cada uno de los territorios donde la compañía desarrolla su actividad, consolidando así un modelo que combina rentabilidad económica con responsabilidad hacia el entorno y la sociedad.

Karbon-X amplía sus capacidades en el mercado global de certificados de atributos energéticos

Thu, 21 May 2026 15:02:42 +0200

Karbon-X Corp. (OTCQX:KARX) ("Karbon-X" o la "Compañía"), proveedor de soluciones climáticas verticalmente integrado que opera en mercados ambientales globales, destacó hoy su creciente papel en los mercados internacionales de Certificados de Atributos Energéticos ("EAC"), respaldando el suministro de certificados de energía renovable, la adquisición, la coordinación con registros y la ejecución de transacciones en sistemas globales de commodities ambientales.

A medida que corporaciones, utilities e instituciones continúan avanzando en estrategias de adquisición de electricidad renovable e iniciativas de reducción de emisiones basadas en el mercado, la demanda de instrumentos de energía renovable creíbles y trazables sigue expandiéndose tanto en mercados ambientales regulatorios como voluntarios.

Las organizaciones que operan en múltiples jurisdicciones se enfrentan cada vez más a sistemas fragmentados de certificados, requisitos de divulgación en evolución y marcos regionales de registro vinculados a los informes de emisiones Scope 2 y a las reclamaciones de electricidad renovable.

Los Certificados de Atributos Energéticos son instrumentos ambientales comercializables que certifican que un megavatio-hora (MWh) de electricidad ha sido generado a partir de una fuente renovable. Los mercados de EAC operan bajo múltiples marcos internacionales, incluidos los Renewable Energy Certificates ("RECs") en Norteamérica, las Guarantees of Origin ("GoOs") en Europa, los International RECs ("I-RECs") en mercados emergentes y otros sistemas de certificados específicos de distintos países.

Karbon-X opera en los mercados globales de EAC como socio de suministro e intermediación, conectando la oferta de energía renovable con la creciente demanda internacional de instrumentos verificados de electricidad renovable. A través de su participación tanto en el lado comprador como vendedor de los mercados EAC, Karbon-X respalda actividades de adquisición y transacción para corporaciones, compradores, vendedores, utilities, desarrolladores y participantes de mercados ambientales que deben gestionar requisitos cada vez más complejos de adquisición de electricidad renovable.

La compañía mantiene cuentas activas y relaciones de mercado en los principales registros internacionales de EAC en Norteamérica, Europa, Latinoamérica, Asia-Pacífico y otros mercados internacionales emergentes.

"Las organizaciones que operan en múltiples jurisdicciones buscan cada vez más socios de adquisición que comprendan la complejidad operativa y regulatoria de los mercados globales de EAC", afirmó William Bullock, VP of Trading de Karbon-X. "A medida que la adquisición de electricidad renovable continúa expandiéndose internacionalmente, las compañías necesitan acceso fiable al suministro de certificados, infraestructura de registros y soporte transaccional en múltiples mercados ambientales".

La compañía señaló que su actividad en los mercados EAC complementa la infraestructura más amplia de commodities ambientales de Karbon-X, que abarca mercados regulatorios de carbono, desarrollo de proyectos, cuantificación de emisiones y soporte para transacciones relacionadas con el clima.

Para más información, visitar Certificados de Atributos Energéticos de Karbon-X.

Sobre Karbon-X
Karbon-X Corp. (OTCQX:KARX) es una compañía de soluciones climáticas verticalmente integrada que ofrece servicios integrales en mercados de carbono regulatorios y voluntarios. Desde el origen de proyectos y cuantificación de emisiones hasta soporte de verificación, emisión de créditos y distribución en mercado, Karbon-X proporciona soluciones climáticas fiables y transparentes a empresas e instituciones a nivel global.

Seralgas: la incertidumbre normativa impulsa en España la demanda de calderas 'H2 Ready' preparadas para el hidrógeno verde

Wed, 20 May 2026 11:22:46 +0200

El debate sobre la transición energética y el futuro de la climatización residencial ha dado un giro definitivo este año. Con la progresiva implantación de las restricciones europeas a los combustibles fósiles tradicionales, los consumidores ya no solo buscan equipos eficientes a corto plazo, sino tecnologías capaces de adaptarse a los combustibles limpios del mañana. En este contexto de transformación, equipos como las calderas Saunier Duval y las calderas Ariston equipadas con la certificación H2 Ready se han posicionado como una de las opciones más sólidas para blindar la inversión de los hogares frente a los cambios regulatorios.

La denominada tecnología H2 Ready responde a la estrategia de las principales compañías distribuidoras de energía en España, que prevén una introducción gradual de "gases verdes" en la red de suministro existente. En el caso de Ariston. los modelos de última generación del fabricante italiano, pertenecientes las gamas Alteas y Genus con su caldera Ariston Genus One Wifi 24 FF, han sido testados y homologados en laboratorio para funcionar de manera segura y eficiente con mezclas que contienen hasta un 20% de hidrógeno verde combinado con gas natural.

Esta característica técnica elimina el temor de los usuarios a la obsolescencia prematura de sus instalaciones. Fuentes del sector de la climatización recuerdan que la normativa europea no persigue la eliminación de las infraestructuras de gas, sino la descarbonización de lo que viaja por su interior. Al optar por calderas preparadas para el hidrógeno, los propietarios aseguran que sus sistemas de calefacción y agua caliente sanitaria seguirán siendo plenamente vigentes y respetuosos con las directivas medioambientales a medida que la red pública eleve el porcentaje de componentes limpios, todo ello sin necesidad de realizar costosas modificaciones mecánicas en el aparato.

Más allá de la compatibilidad con los vectores energéticos del futuro, el rendimiento actual de estos equipos se apoya en innovaciones estructurales preparadas para soportar las exigencias de los nuevos gases. La integración del intercambiador de calor patentado XtraTech™, fabricado en una única pieza de acero inoxidable con conductos un 142% más anchos que el estándar de la industria, optimiza la circulación del agua y reduce drásticamente las averías por acumulación de cal o lodos. Esta robustez mecánica es fundamental, dado que el hidrógeno genera una combustión con características térmicas distintas al metano puro.

Desde Seralgas, instaldores oficiales de gas y del fabricante Ariston, señalan que la demanda de información sobre la viabilidad técnica de los sistemas de gas a largo plazo se ha duplicado en el primer semestre de 2026. Los datos de mercado reflejan que el usuario final prioriza la tranquilidad de una marca que certifique la adaptabilidad de su inversión para los próximos quince años.

El catálogo completo de soluciones de condensación preparadas para el futuro sostenible del hogar, junto con el asesoramiento técnico correspondiente, se encuentra disponible para su consulta en el espacio especializado que la firma Seralgas dedica a la gama de alta eficiencia del fabricante italiano.

AleaSoft: precios de los mercados eléctricos europeos a la baja por la mayor producción renovable

Mon, 18 May 2026 16:20:57 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 11 de mayo, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado italiano registró el mayor incremento, del 19 %, tras dos semanas de descensos, mientras que el mercado alemán presentó la menor subida, del 0,5 %. España y Francia encadenaron su segunda semana consecutiva de aumentos, con incrementos del 6,1 % y 8,5 %, respectivamente. El mercado portugués fue la excepción, donde la generación fotovoltaica disminuyó un 3,0 %.

Para la semana del 18 de mayo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a incrementos de la generación en los mercados italiano, alemán y español.

En la segunda semana de mayo, la producción eólica aumentó en gran parte de los mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado alemán registró el mayor incremento, del 120 %, y revirtió la tendencia bajista de las dos semanas anteriores. El mercado español presentó la menor subida, del 21 %, y encadenó su tercera semana consecutiva de crecimiento. Los mercados de Francia e Italia registraron subidas de la generación eólica del 50 % y 100 %, respectivamente, lo que marcó un cambio de tendencia al alza tras los descensos registrados durante las dos y tres semanas anteriores en cada caso. En cambio, el mercado portugués registró una caída de la producción eólica del 7,1 %.

El martes 12 de mayo, el mercado alemán registró la producción eólica más alta para un día de mayo de los últimos cuatro años, con 623 GWh.

Para la tercera semana de mayo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican descensos de la generación en todos los mercados analizados.

Demanda eléctrica
En la semana del 11 de mayo, la demanda eléctrica aumentó en los mercados eléctricos de Francia, Italia y Gran Bretaña respecto a la semana anterior, encadenando dos semanas consecutivas de incrementos. El mercado francés registró la mayor subida, del 2,9 %, seguido por los aumentos del 0,9 % en el mercado italiano y del 0,5 % en el británico. En cambio, los mercados de Alemania, Bélgica y la península ibérica registraron descensos y revirtieron la tendencia alcista de la semana anterior. El mercado alemán presentó la mayor caída, del 6,9%, mientras que los mercados belga, portugués y español registraron descensos del 2,0 %, 1,6 % y 1,1 %, respectivamente.

Durante la semana, las temperaturas medias disminuyeron en la mayoría de estos mercados. Bélgica y Alemania registraron las mayores bajadas, de 3,8°C y 3,7°C, respectivamente, mientras que Italia presentó el menor descenso, de 0,7°C. Gran Bretaña y Francia registraron descensos de 2,4°C y 2,5°C, respectivamente. En contraste, España y Portugal fueron la excepción, con aumentos de 0,1°C y 0,3°C, respectivamente.

Durante la semana, el festivo nacional del 14 de mayo, Jueves de la Ascensión, favoreció los descensos de la demanda en Alemania y Bélgica. Por otro lado, las temperaturas más bajas respecto a la semana anterior contribuyeron al aumento de la demanda eléctrica en Francia, Italia y Gran Bretaña. En la península ibérica, los ligeros incrementos de las temperaturas favorecieron el descenso de la demanda.

Para la semana del 18 de mayo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a incrementos en los mercados de Alemania, la península ibérica, Italia y Bélgica. En cambio, la demanda disminuirá en los mercados de Francia y Gran Bretaña.

Mercados eléctricos europeos
Durante la segunda semana de mayo, los precios diarios de los principales mercados eléctricos europeos se mantuvieron por debajo de los niveles alcanzados durante la semana previa. Como consecuencia, el precio promedio semanal bajó respecto a la semana anterior en los mercados eléctricos europeos. El mercado británico registró el menor descenso, un discreto 0,1 %. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor caída porcentual de precios, del 40 %. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 7,5 % del mercado nórdico y el 17 % del mercado español.

En la semana del 11 de mayo, los promedios semanales fueron inferiores a 100 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados italiano y británico, cuyos promedios fueron de 116,22 €/MWh y 119,33 €/MWh, respectivamente. En cambio, los mercados francés, español y portugués alcanzaron los menores promedios semanales, de 44,02 €/MWh, 49,83 €/MWh y 49,98 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 90,29 €/MWh del mercado belga y los 98,87 €/MWh del mercado alemán.

Por lo que respecta a los precios diarios, en la mayoría de las sesiones de la segunda semana de mayo, los mercados español, francés y portugués registraron precios diarios inferiores a 50 €/MWh. El mercado francés alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 24,36 €/MWh, el jueves 14 de mayo.

Por otra parte, en los mercados italiano y británico, los precios diarios superaron los 100 €/MWh durante la segunda semana de mayo. Los mercados alemán, belga, neerlandés y nórdico también registraron precios mayores a 100 €/MWh en alguna sesión de la segunda semana de mayo. El viernes 15 de mayo, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 136,36 €/MWh.

En la semana del 11 de mayo, el aumento de la producción eólica y solar ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, la demanda cayó en algunos casos.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de mayo, los precios podrían aumentar en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por la caída de la producción eólica. Además, la demanda aumentará en algunos mercados, mientras que los precios del gas continuarán ejerciendo su influencia sobre los precios de los mercados eléctricos europeos.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 104,21 $/bbl, el lunes 11 de mayo. Durante el resto de la segunda semana de mayo, los precios se mantuvieron por encima de 105 $/bbl. El viernes 15 de mayo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, 109,26 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 7,9 % mayor al del viernes anterior.

El rechazo estadounidense a la respuesta iraní a su propuesta de paz, los efectos del conflicto sobre el suministro a través del estrecho de Ormuz y el peligro de ruptura del alto al fuego ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent durante la segunda semana de mayo.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 11 de mayo registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 46,23 €/MWh. Durante la segunda semana de mayo, los precios registraron una tendencia ascendente. Como consecuencia, el viernes 15 de mayo estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 50,17 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 14 % mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 8 de abril.

Durante la segunda semana de mayo, la falta de avance en las negociaciones de paz entre Estados Unidos e Irán y la preocupación por la interrupción del suministro a través del estrecho de Ormuz propiciaron el incremento de los precios de los futuros de gas TTF. Actualmente, el nivel de las reservas europeas se encuentra en promedio por debajo del 40 %, con diversos países por debajo del 25 %.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 77,17 €/t, el lunes 11 de mayo. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más elevado desde el 18 de abril. Durante el resto de la segunda semana de mayo, los precios de cierre fueron inferiores, pero se mantuvieron por encima de 75 €/t. El día 13 de mayo estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 75,07 €/t. En las últimas sesiones de la semana, los precios de cierre aumentaron. El viernes 15 de mayo, el precio de cierre fue de 75,62 €/t. Este precio fue un 0,6 % mayor al de la última sesión de la semana anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
La edición número 66 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting tendrá lugar este jueves, 21 de mayo. Alejandro Diego Rosell, comunicador y consultor del sector de la energía, participará en el evento como ponente invitado.

Además de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos y su impacto para el almacenamiento de energía, el webinar analizará el papel en el sistema eléctrico, los ingresos y las oportunidades de las baterías, el almacenamiento y la hibridación. También abordará casos de éxito de hibridación.