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

AleaSoft: la electrificación necesita una red eléctrica más fuerte, flexible e interconectada

Fri, 31 Jul 2026 13:25:08 +0200

La red, el nuevo factor limitante de la transición energética
Durante la primera etapa de la transición energética los esfuerzos se concentraron en aumentar la capacidad de generación renovable y en acelerar la instalación de energía eólica y solar fotovoltaica. La siguiente fase será más compleja, porque el reto ya no consiste en producir electricidad renovable, sino en integrarla de forma eficiente y distribuirla para atender una demanda eléctrica creciente. En muchas zonas, la falta de capacidad de acceso y conexión ya está retrasando proyectos industriales, instalaciones de almacenamiento de energía y puntos de recarga. Las inversiones en redes eléctricas deben anticiparse al crecimiento de la generación y de la demanda, porque los plazos de planificación, autorización y construcción convierten la capacidad de red en un factor limitante para la descarbonización y la competitividad industrial.

La distribución pasará de infraestructura pasiva a plataforma activa
A las redes de distribución deberán conectarse los nuevos consumos industriales, los vehículos eléctricos, las bombas de calor, el autoconsumo eléctrico, las baterías y las comunidades energéticas. Estas redes se diseñaron para transportar electricidad en una sola dirección, mientras que el nuevo sistema eléctrico funcionará de forma bidireccional, con millones de consumidores capaces de producir, almacenar o inyectar electricidad. La transformación exigirá nuevas subestaciones y líneas, y una digitalización profunda con automatización, medición avanzada y monitorización en tiempo real para anticipar congestiones y aprovechar mejor la capacidad disponible.

La red de transporte será una infraestructura industrial estratégica
Los grandes parques eólicos y fotovoltaicos se instalan donde hay mejores recursos naturales y mayor disponibilidad de terreno, zonas que no siempre coinciden con los núcleos urbanos e industriales. Las redes de transporte deberán conectar esa nueva geografía de la generación con los grandes centros de consumo e integrar a la vez los centros de datos, las plantas de hidrógeno verde, el almacenamiento a gran escala y la electrificación del transporte. Desarrollar renovables sin ampliar la red en paralelo provoca congestiones, restricciones a la generación y más vertidos. La capacidad de red se convertirá así en un factor decisivo para atraer inversión y debe entenderse como una infraestructura para la reindustrialización, no únicamente como un coste del sistema.

Las interconexiones permitirán aprovechar la complementariedad europea
La producción eólica, solar e hidroeléctrica varía entre países y entre horas, por lo que las interconexiones resultan esenciales para aprovechar la complementariedad de los recursos europeos. Cuanta mayor sea la capacidad de intercambio, más margen habrá para equilibrar generación y consumo, reducir los vertidos de energías renovables, limitar los episodios de precios extremos y avanzar hacia una integración real de los mercados eléctricos europeos. Para España y Portugal el refuerzo de las conexiones con el resto de Europa será especialmente relevante. La península ibérica reúne condiciones favorables para convertirse en un gran productor de electricidad renovable y de combustibles verdes, pero sin suficiente capacidad de interconexión esa producción puede quedar confinada en el mercado ibérico, con más vertidos y menores precios capturados por las renovables.

Almacenamiento, flexibilidad y redes son soluciones complementarias
No todas las congestiones deben resolverse construyendo nuevas líneas, del mismo modo que el almacenamiento con baterías no puede sustituir todas las ampliaciones necesarias de la red. Las baterías desplazan electricidad desde las horas de mayor producción renovable hacia los períodos de mayor demanda y prestan servicios de ajuste. A su vez, la gestión activa de la demanda adapta parte del consumo a la capacidad disponible siempre que existan las señales económicas y la regulación necesarias. Estas soluciones aplazan algunas inversiones, pero el crecimiento estructural de la generación renovable y de la demanda electrificada exigirá igualmente nuevas líneas, subestaciones e interconexiones.

La red como principal inversión estratégica de la descarbonización
La cuestión decisiva no es si la red actual está preparada para la electrificación, sino si la planificación y las inversiones avanzarán con la anticipación suficiente para construir la red que necesitará el nuevo sistema eléctrico. No habrá electrificación al ritmo necesario sin unas redes de distribución más inteligentes, ni reindustrialización renovable sin unas redes de transporte robustas, ni descarbonización europea eficiente sin suficientes interconexiones. La generación renovable aporta la energía y la demanda electrificada permite aprovecharla, pero es la red la que determina que ambas coincidan en el momento y el lugar adecuados.

Planificar la red con visión de largo plazo
Entre la identificación de una necesidad y la entrada en funcionamiento de una línea o una subestación pueden transcurrir varios años, de modo que esperar a que aparezcan las congestiones o las solicitudes de conexión llega tarde para el ritmo que exige la electrificación. Será necesario anticipar dónde se instalará la nueva generación, qué sectores incrementarán su consumo y dónde surgirán los nuevos polos industriales. Las previsiones de demanda eléctrica, de producción renovable y de precios de mercados eléctricos resultan determinantes para evaluar escenarios y dimensionar las inversiones, y la regulación deberá acompañarlas con señales estables que permitan movilizar capital.

Previsiones para la toma de decisiones y la financiación de proyectos
AleaSoft Energy Forecasting acompaña a operadores del sistema, distribuidoras, utilities, desarrolladores renovables, inversores y fondos y grandes consumidores con previsiones de demanda eléctrica, producción renovable y precios de mercados eléctricos para horizontes que van del corto al largo plazo, elaboradas con una metodología híbrida que integra Inteligencia Artificial, series temporales y modelos estadísticos, respaldada por más de 27 años de experiencia en el sector de la energía. AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de energía de largo plazo, aporta las previsiones de precios bancables que bancos, fondos y entidades financieras utilizan para la financiación de proyectos de energías renovables, el análisis de bancabilidad de PPA y la valoración de las inversiones asociadas al refuerzo de la red y a la electrificación de la demanda.

Bosch revela que solo el 13 % de las viviendas dispone de aerotermia y desmonta los mitos

Thu, 30 Jul 2026 15:25:07 +0200

Según el estudio Una radiografía de la climatización en los hogares españoles, elaborado por Bosch Home Comfort, el 34 % de los consumidores considera la aerotermia la opción más eficiente, por delante del aire acondicionado inverter (28 %) y del aire acondicionado convencional (13 %). Sin embargo, uno de cada cuatro reconoce no saber cuál es el sistema que menos consume y aproximadamente la mitad de los consumidores no sabe diferenciar entre tecnologías como el sistema split y la aerotermia.

Esta brecha entre percepción y conocimiento tiene consecuencias directas en la adopción de nuevas soluciones. De hecho, el coste inicial, la falta de información clara, la ausencia de ayudas accesibles o la desconfianza hacia el rendimiento de nuevas tecnologías siguen siendo algunas de las principales barreras para la renovación de los sistemas de climatización.

En este contexto, Bosch Home Comfort analiza las cinco falsas creencias que todavía frenan la implantación de la aerotermia en los hogares españoles.

1. "No sé si la aerotermia es para mí"
La primera barrera para adoptar una nueva tecnología no siempre es económica ni técnica: muchas veces es el desconocimiento. El estudio Una radiografía de la climatización en los hogares españoles, elaborado por Bosch Home Comfort, pone de manifiesto que aproximadamente la mitad de los consumidores no sabe diferenciar entre tecnologías como el sistema split de aire acondicionado y la aerotermia. Además, uno de cada cuatro reconoce no saber qué sistema es más eficiente.

Esta falta de conocimiento se refleja también en la percepción general de la climatización. El 61 % de los consumidores la asocia directamente al aire acondicionado y la calefacción, dejando fuera soluciones más avanzadas o eficientes. Como consecuencia, muchas tecnologías quedan fuera del proceso de decisión incluso antes de ser valoradas.

La realidad es que elegir un sistema de climatización no debería partir de ideas preconcebidas, sino de las necesidades específicas de cada hogar y del asesoramiento profesional adecuado.

2. "Consume mucha electricidad"
Uno de los grandes temores de los consumidores es que la tecnología eléctrica implique un mayor gasto energético. Sin embargo, la realidad es precisamente la contraria: la aerotermia es la solución avanzada que los españoles consideran más eficiente.

El estudio de Bosch Home Comfort refleja que el 68 % de los consumidores entiende la climatización eficiente como aquella capaz de reducir el consumo sin renunciar al confort. Sin embargo, todavía existe una importante falta de información: el 25 % de los encuestados no sabe identificar qué sistema es más eficiente.

3. "Es demasiado cara"
El coste inicial continúa siendo una de las principales barreras para adoptar tecnologías más avanzadas. Sin embargo, el análisis muestra que esta percepción está estrechamente ligada al desconocimiento sobre las ayudas existentes y al retorno económico de estas soluciones.

De hecho, aunque más de la mitad de los consumidores (53 %) ha oído hablar de ayudas y subvenciones para mejorar la eficiencia energética del hogar, solo dos de cada diez saben cómo acceder a ellas. Esto pone de manifiesto la importancia del asesoramiento y del acompañamiento durante todo el proceso de renovación.

4. "La aerotermia no sirve para refrigerar la vivienda"
Otra de las falsas creencias más extendidas es que la aerotermia está pensada únicamente para climatización. Sin embargo, se trata de una tecnología integral capaz de proporcionar calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria desde un único sistema, adaptándose a las necesidades del hogar durante todo el año, en el caso de bombas multitarea, o de solo producción de agua caliente.

Esta demanda de soluciones integrales es cada vez más evidente. El estudio revela que los consumidores buscan sistemas que combinen confort, eficiencia y facilidad de uso, más allá de cubrir una necesidad puntual y que además se integre en la vivienda.

5. "La aerotermia es una moda"
Lejos de ser una tendencia pasajera, la aerotermia representa una de las principales vías de evolución de la climatización residencial. El estudio identifica incluso un perfil específico de consumidor, el denominado usuario consciente, que prioriza la eficiencia energética y la sostenibilidad y que está estrechamente vinculado a la adopción de tecnologías más punteras como la aerotermia.

En un contexto en el que el 58 % de los consumidores se plantea renovar su sistema de climatización y el ahorro energético se consolida como el principal factor de decisión, el reto ya no es únicamente desarrollar tecnologías más eficientes, sino también acercarlas a los consumidores a través de una mayor información, acompañamiento y pedagogía. Porque, en muchos casos, la principal barrera para la innovación no es la tecnología, sino el desconocimiento sobre ella.

Polaris Renewable Energy anuncia el pago de un dividendo trimestral

Thu, 30 Jul 2026 13:53:05 +0200

Polaris Renewable Energy Inc. (TSX) ("Polaris Renewable Energy" o la "Compañía") se complace en anunciar que su consejo de administración ha aprobado un dividendo trimestral de 0,15 dólares estadounidenses por cada acción ordinaria en circulación.

Este dividendo se abonará el 21 de agosto de 2026 a los accionistas registrados al cierre de la sesión del 10 de agosto de 2026. El dividendo tiene la consideración de "dividendo elegible" a efectos del impuesto federal, provincial y territorial sobre la renta en Canadá.

El consejo de administración de Polaris Renewable Energy mantiene su compromiso de repartir un dividendo trimestral y evaluará, cuando proceda, futuros incrementos del dividendo.

Acerca de Polaris Renewable Energy Inc.
Polaris Renewable Energy Inc. es una empresa canadiense que cotiza en bolsa y se dedica a la adquisición, el desarrollo y la explotación de proyectos de energías renovables en Latinoamérica y el Caribe. La compañía contribuye a la transición energética mediante un sólido desempeño operativo y una sólida situación financiera.

Las operaciones de la compañía incluyen una planta geotérmica (82 MW), cuatro centrales hidroeléctricas de pasada (39 MW), tres proyectos solares fotovoltaicos en operación (35 MW) y un parque eólico (26 MW).

Declaraciones cautelares
Este comunicado de prensa contiene determinada "información prospectiva", que puede incluir, entre otras, declaraciones relativas a acontecimientos futuros o al rendimiento futuro, así como a las expectativas de la dirección respecto a la capacidad de la Compañía para seguir pagando dividendos en el futuro. Dicha información prospectiva refleja las creencias actuales de la dirección y se basa en la información de la que esta dispone en la actualidad. Con frecuencia, aunque no siempre, las declaraciones prospectivas pueden identificarse por el uso de términos como "planifica", "espera", "se espera", "presupuesto", "programado", "estima", "prevé", "pronostica", "pretende", "objetivos", "aspira", "anticipa" o "cree", o variaciones (incluidas las negativas) de estas palabras y expresiones, o por declaraciones que indican que determinadas acciones "podrán", "podrían", "deberían", "serían", "podrían llegar a" o "se llevarán a cabo", "ocurrirán" o "se lograrán".

Diversos riesgos conocidos y desconocidos, incertidumbres y otros factores pueden hacer que los resultados o el rendimiento reales difieran sustancialmente de los resultados o el rendimiento futuros expresados o implícitos en dicha información prospectiva. Entre estos factores se incluyen, entre otros, la incapacidad de la Compañía para mantener o incrementar el pago de dividendos debido a circunstancias como incertidumbres generales de carácter empresarial, económico, competitivo, político o social; los resultados reales de las actividades actuales de producción, desarrollo y/o exploración de energía geotérmica, solar, hidroeléctrica y eólica, así como la precisión de las simulaciones probabilísticas elaboradas para predecir los recursos geotérmicos potenciales; los cambios en los parámetros de los proyectos a medida que los planes continúan perfeccionándose; posibles variaciones en las tasas de producción; fallos en el funcionamiento previsto de las plantas, los equipos o los procesos; accidentes, conflictos laborales y otros riesgos propios de las industrias geotérmica e hidroeléctrica; inestabilidad política, insurrecciones o conflictos bélicos; disponibilidad y rotación de la mano de obra; retrasos en la obtención de autorizaciones gubernamentales, en la finalización de actividades de desarrollo o construcción, o en el inicio de las operaciones; la capacidad de la Compañía para continuar operando como empresa en funcionamiento, así como las condiciones económicas generales y los demás factores analizados en la sección "Factores de riesgo" del Formulario Anual de Información de la Compañía. Estos factores deben ser considerados cuidadosamente y los lectores de este comunicado no deben depositar una confianza excesiva en la información prospectiva.

Aunque la información prospectiva contenida en este comunicado de prensa se basa en lo que la dirección considera hipótesis razonables, no puede garantizarse que dicha información prospectiva resulte exacta, ya que los resultados reales y los acontecimientos futuros podrían diferir sustancialmente de los previstos. En consecuencia, los lectores no deben depositar una confianza excesiva en la información prospectiva. La información contenida en este comunicado de prensa, incluida la información prospectiva, se proporciona en la fecha de publicación del presente comunicado y, salvo en los casos exigidos por la legislación aplicable en materia de valores, Polaris no asume obligación alguna de actualizar o revisar dicha información para reflejar nuevos acontecimientos o circunstancias.

AleaSoft: electrificar no es solo consumir más, sino consumir mejor

Wed, 29 Jul 2026 14:41:06 +0200

Un plan europeo marca la ruta hacia una electrificación mayor
El Plan de Acción para la Electrificación, publicado por la Comisión Europea el 17 de julio de 2026, señala que la electricidad representa actualmente alrededor del 23 % del consumo final de energía de la Unión Europea. El plan establece como referencia alcanzar un 32 % en 2030 y plantea un objetivo indicativo del 46 % para 2040.

El crecimiento que se plantea será considerable. Una parte importante de los nuevos consumos procederá de vehículos eléctricos, bombas de calor, procesos industriales electrificados, centros de datos, producción de hidrógeno renovable y otras actividades que tendrán perfiles de consumo muy diferentes.

La respuesta de la demanda, la nueva palanca de flexibilidad
Algunos de estos consumos deberán operar de manera continua. Otros, en cambio, podrán desplazar parte de su actividad entre diferentes horas del día sin afectar a su producción o a la calidad del servicio.

Esta capacidad para modificar el momento del consumo en respuesta a los precios o a las necesidades del sistema se conoce como respuesta de la demanda. Puede consistir en aumentar el consumo durante las horas de abundante producción renovable, reducirlo en momentos de mayor tensión o desplazarlo hacia períodos con menores precios de los mercados eléctricos.

La flexibilidad de la demanda puede adoptar muchas formas. Un vehículo eléctrico puede cargar durante las horas con menor precio. Una bomba de calor puede anticipar su funcionamiento aprovechando la inercia térmica del edificio. Una industria puede adaptar determinados procesos o almacenar calor. Un electrolizador puede ajustar su producción de hidrógeno según el precio de la electricidad y la disponibilidad de energía renovable.

Las necesidades de flexibilidad se multiplicarán hasta 2050
Un estudio publicado en julio de 2026 por el Centro Común de Investigación de la Comisión Europea concluye que las necesidades diarias de flexibilidad del sistema europeo podrían multiplicarse por cinco entre 2025 y 2050, principalmente por el crecimiento de la producción solar fotovoltaica. El análisis destaca el papel creciente de la flexibilidad procedente de los vehículos eléctricos y de la industria, junto con las baterías, las interconexiones y la generación gestionable.

Esto no significa que toda la demanda deba reaccionar constantemente a los precios ni que otras tecnologías de flexibilidad dejen de ser necesarias. Un sistema seguro requerirá una combinación equilibrada de almacenamiento, interconexiones, redes, generación gestionable y consumidores capaces de adaptar una parte de su demanda.

Señales de precios y barreras regulatorias pendientes de resolver
La respuesta de la demanda tampoco debe plantearse como una obligación unilateral para los consumidores. Para que se desarrolle, debe generar un beneficio económico claro. Las empresas y los hogares necesitarán señales de precios comprensibles, contratos dinámicos adecuados, sistemas de medición, automatización y acceso a los mercados de flexibilidad.

ACER identifica todavía barreras importantes para la participación de la demanda. Entre ellas se encuentran la limitada implantación de contratos dinámicos, el despliegue desigual de contadores inteligentes y las dificultades de acceso de agregadores y pequeños recursos a determinados mercados. La agencia estima que Europa necesitará un 50 % más de flexibilidad en 2030 y recomienda reforzar las señales de precios, simplificar el acceso y acelerar la digitalización.

La Comisión Europea también está desarrollando un código de red sobre respuesta de la demanda para facilitar que estos recursos participen en los mercados mayoristas y puedan prestar servicios locales como la gestión de congestiones y el control de tensión. Los mercados locales de flexibilidad serán una pieza importante para que distribuidores y consumidores puedan gestionar mejor las limitaciones de las redes.

La flexibilidad industrial, una vía hacia mayor competitividad
En el caso de la industria, la flexibilidad puede convertirse en una herramienta de competitividad industrial. Adaptar el consumo a las condiciones del mercado permite reducir costes, gestionar riesgos y mejorar el aprovechamiento de instalaciones de autoconsumo, baterías y sistemas de almacenamiento térmico.

Para ello, será fundamental disponer de previsiones fiables de demanda, producción renovable y precios de los mercados eléctricos. Las decisiones deberán tomarse con diferentes horizontes temporales, desde la operación intradiaria hasta la planificación de inversiones a largo plazo.

El valor de electrificar en el momento adecuado
La electrificación ofrecerá nuevas oportunidades para el sistema eléctrico y para los consumidores, pero su valor dependerá de cómo se produzca. Consumir más electricidad en las horas equivocadas puede aumentar las congestiones y las necesidades de respaldo. Hacerlo en los momentos adecuados puede reducir costes, aprovechar mejor las renovables y disminuir la necesidad de determinadas inversiones.

El futuro del sistema eléctrico no dependerá únicamente de cuánta electricidad se consuma, sino también de cuándo, dónde y con qué capacidad de adaptación. Electrificar será imprescindible, pero electrificar de manera inteligente será todavía más importante.

Previsiones bancables para planificar la electrificación: el papel de AleaGreen
Gestionar el crecimiento de la demanda eléctrica y la flexibilidad asociada exige contar con previsiones fiables de demanda, producción renovable y precios de los mercados eléctricos en distintos horizontes temporales. AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de largo plazo, ofrece previsiones bancables de precios, demanda y producción renovable con horizontes de hasta 40 años, diseñadas para dar soporte a la financiación de proyectos de electrificación, almacenamiento e infraestructura de recarga.

Estas previsiones, elaboradas con una metodología con más de 27 años de track record que combina Inteligencia Artificial, modelos estadísticos y análisis fundamentales, permiten a inversores, bancos y desarrolladores evaluar la rentabilidad de sus proyectos y anticipar escenarios de flexibilidad de la demanda con mayor seguridad.

Aleasoft: más eólica y menor demanda reducen los precios de los mercados eléctricos europeos en la cuarta semana de julio

Wed, 29 Jul 2026 14:33:06 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 20 de julio, la producción solar fotovoltaica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor descenso, del 9,4 %, seguido por Italia, con un 3,8 %, y España, con un 1,8 %. En Alemania la producción se mantuvo prácticamente estable, con una caída del 0,8 %. Francia fue el único mercado analizado con un incremento, del 4,4 %, y encadenó su segunda semana consecutiva al alza.

El 24 de julio, Italia alcanzó su máximo histórico de producción eólica para un día de julio, con 171 GWh.

Para la semana del 27 de julio, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento en los mercados de España e Italia. En cambio, la producción solar fotovoltaica descenderá en el mercado alemán.

En la cuarta semana de julio, la producción eólica aumentó en todos los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor incremento, del 43 %, seguido por España, con un 30 %, e Italia, con un 29 %. En Alemania la producción eólica creció un 23 % y en Francia, un 8,9 %, el menor aumento entre los mercados analizados.

Para la semana del 27 de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a descensos en los mercados de Alemania, Francia, Italia y España. En cambio, la producción eólica aumentará en Portugal.

Demanda eléctrica
En la cuarta semana de julio, la demanda eléctrica descendió en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Bélgica registró el mayor descenso, del 11 %, seguida por Italia, con un 7,0 %, y Francia, con un 5,2 %. En Alemania, la demanda disminuyó un 4,2 % y en España, un 2,1 %. En cambio, Portugal registró el mayor incremento, del 1,3 %. En Gran Bretaña la demanda se mantuvo estable, con una variación del 0,2 %.

Durante la semana, las temperaturas medias descendieron en la mayoría de los mercados analizados. Alemania registró el mayor descenso, de 3,8°C, seguida de Francia, con 3,0°C. En Italia, las temperaturas medias bajaron 1,6°C; en Bélgica y Gran Bretaña, 0,6°C; y en España, 0,2°C. Portugal fue la excepción, con un aumento de 0,2°C.

Para la semana del 27 de julio, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados eléctricos de Alemania, Francia, Italia y Bélgica. Por otro lado, la demanda se mantendrá estable en la Península Ibérica.

Mercados eléctricos europeos
En la cuarta semana de julio, los precios promedio semanales descendieron respecto a la semana anterior en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano, que registraron aumentos de precios del 3,1 % y el 5,4 %, respectivamente. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor caída porcentual de precios, del 18 %. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 2,0 % del mercado portugués y el 14 % del mercado nórdico.

En la semana del 20 de julio, a pesar de los descensos de precios, los promedios semanales fueron superiores a 105 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados nórdico y francés, cuyos promedios fueron de 49,27 €/MWh y 94,87 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 169,98 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 106,58 €/MWh del mercado alemán y los 135,53 €/MWh del mercado británico.

Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado nórdico registró precios inferiores a 70 €/MWh durante casi toda la cuarta semana de julio. Los mercados español, francés y portugués también registraron precios inferiores a 70 €/MWh el domingo 26 de julio. Ese día, el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 12,67 €/MWh, el cual fue su precio más bajo desde el 25 de mayo.

Por otra parte, la mayoría de los mercados eléctricos europeos registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh del 20 al 24 de julio. En el caso del mercado italiano, los precios diarios superaron los 155 €/MWh durante toda la cuarta semana de julio. El día 23 de julio, este mercado alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 181,08 €/MWh. Este fue su precio más alto desde el 21 de enero de 2025. El lunes 27 de julio el precio del mercado italiano fue todavía mayor que el del jueves 23, alcanzando los 185,06 €/MWh, aunque este valor continuó por debajo del nivel del 20 de enero de 2025. Por su parte, el 22 de julio, los mercados español y portugués alcanzaron un precio diario de 150,32 €/MWh, que fue su precio más alto desde el 22 de febrero de 2023.

En la semana del 20 de julio, el aumento generalizado de la producción eólica y el descenso de la demanda en algunos mercados favorecieron la bajada de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, en el mercado italiano, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 compensó el efecto del incremento de la producción eólica y el descenso de la demanda, llevando los precios al alza.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la última semana de julio, los precios subirán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la producción eólica y el aumento de la demanda en algunos mercados. La evolución de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 también condicionará 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 el lunes 20 de julio, de 89,22 $/bbl. Los precios subieron en las sesiones siguientes y el jueves 23 de julio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 100,69 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 7,0 % superior al de la sesión anterior y el más alto desde el 23 de mayo. El viernes 24 de julio, el precio de cierre fue de 96,78 $/bbl, un 9,9 % superior al del viernes anterior.

La escalada del conflicto en Oriente Medio impulsó los precios de los futuros de petróleo Brent durante la cuarta semana de julio. Los rebeldes hutíes reivindicaron ataques contra dos petroleros saudíes en el mar Rojo el 23 de julio, lo que elevó el riesgo percibido sobre el suministro y llevó al Brent a su nivel más alto en dos meses. Estados Unidos mantuvo sus ataques sobre Irán a lo largo de la semana y advirtió de nuevas represalias ante posibles ataques a buques en la zona, lo que sostuvo la prima de riesgo sobre el crudo.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, el lunes 20 de julio registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 58,76 €/MWh, que ya fue un 2,3 % superior al del viernes anterior. Los precios aumentaron durante el resto de la semana y el viernes 24 de julio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 63,58 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 11 % superior al del viernes anterior y el más elevado desde el 24 de enero de 2023.

La reducción de los flujos de gas natural licuado procedentes del golfo Pérsico y la competencia con los compradores asiáticos por los cargamentos disponibles sostuvieron la subida de los precios de los futuros de gas TTF. Las reservas europeas de gas se sitúan actualmente en el 55 % de su capacidad, por debajo de los niveles de años anteriores, lo que añade presión alcista sobre los precios.

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, el martes 21 de julio registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 83,21 €/t. En cambio, el día 22 de julio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 86,65 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,1 % superior al del martes y el más alto desde el 28 de enero. Los precios descendieron en las últimas sesiones de la semana y el viernes 24 de julio el precio de cierre fue de 83,42 €/t, un 5,4 % superior al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
AleaSoft Energy Forecasting celebró el pasado jueves 9 de julio la edición número 68 de su serie de webinars mensuales. La sesión repasó la evolución y las perspectivas de los mercados de energía europeos y se detuvo en la situación actual y las perspectivas de los PPA y en la financiación de proyectos de energías renovables y almacenamiento, con atención al papel de las previsiones de precios de largo plazo en la evaluación de proyectos. El programa abordó también las perspectivas del almacenamiento de energía y las oportunidades de hibridación con energías renovables y autoconsumo. En la mesa de análisis del webinar en español participaron Pedro González, director general de AEGE, y Roger Font, Managing Director Project Finance Energy en Banco Sabadell.

La factura de la luz llega con subidas por el calor y Roams prevé que supere los 168 euros en hogares con aire acondicionado

Wed, 29 Jul 2026 13:37:07 +0200

La factura de la luz que millones de hogares están recibiendo estos días, correspondiente al consumo de julio, es la más cara del verano. A diferencia de junio, cuando el calor intenso y los precios elevados se concentraron en la última semana del mes, julio ha encadenado episodios de calor y precios altos de la electricidad de forma sostenida, por lo que el encarecimiento afecta a la práctica totalidad del periodo facturado. Ese recibo ya no se puede cambiar, pero sí puede servir para algo: es la mejor radiografía del consumo real de verano de cada hogar y la herramienta perfecta para evitar que el golpe se repita con el consumo de agosto.

El mercado mayorista cerró junio con un precio medio de 69,59 €/MWh, un 67% más que en marzo. En julio, la escalada ha continuado: durante los episodios de calor, el precio diario se ha instalado por encima de los 130 €/MWh, con picos que han rozado los 300 €/MWh en la franja de 21:00 a 22:00 horas. Para los más de 8 millones de hogares acogidos a la tarifa regulada (PVPC) o a tarifas indexadas, esa subida se traslada directamente, hora a hora, al recibo.

Para ilustrar el impacto conjunto del calor y de los precios, Roams ha comparado dos escenarios para un mismo hogar medio acogido a la tarifa regulada, con una potencia contratada de 3,45 kW y un consumo mensual de 290 kWh: uno sin climatización y otro con un uso del aire acondicionado de 10 horas diarias durante los episodios de calor, que eleva el consumo mensual hasta los 635 kWh. Tomando como referencia el precio medio diario de la tarifa regulada registrado el 23 de julio (0,1946 €/kWh), la factura pasaría de 82,79 euros a 168,18 euros al mes, según los datos calculados por Roams a partir de su base de datos. Es decir, la climatización añadiría por sí sola más de 85 euros al recibo.

La comparación con el arranque del verano evidencia la magnitud del cambio: ese mismo hogar, sin variar su consumo, pagaba 64,48 euros con los precios de comienzos de junio. Hoy, con los precios de julio, su recibo base asciende a 82,79 euros, un 28% más, incluso antes de encender el aire acondicionado.

"Cuando llegan episodios de calor intenso se produce un aumento simultáneo de la demanda eléctrica en miles de hogares, y el sistema necesita recurrir en mayor medida a tecnologías más caras para cubrirla. La diferencia este mes es que los precios altos no se han limitado a unos pocos días, sino que han acompañado a las sucesivas olas de calor durante buena parte de julio, y ese sobrecoste está llegando ahora, concentrado en una sola factura", explica Sergio Soto, experto en energía de Roams.

El tipo de tarifa contratada condiciona buena parte del golpe. En una tarifa estable de precio fijo —con un coste medio de 0,1378 €/kWh según la base de datos de Roams—, el mismo hogar con aire acondicionado pagaría 133,61 euros al mes, casi 35 euros menos que en la tarifa regulada con los precios actuales.

Más allá del calor, los datos de Roams reflejan que 7 de cada 10 hogares españoles pagan de más en su factura eléctrica sin saberlo, ya sea por mantener una tarifa que dejó de ser competitiva, por tener contratada más potencia de la necesaria —un término fijo que se ha encarecido un 28% en el último año— o por concentrar el consumo en las horas más caras del día.

La factura que acaba de llegar es, precisamente, la llave para no repetir el susto: cualquier consumidor puede subirla a la calculadora de facturas de energía de Roams. La herramienta, gratuita, analiza el consumo real del hogar reflejado en ese recibo, la potencia contratada y el precio del kilovatio hora, y lo compara con más de 60.000 ofertas de más de 70 comercializadoras activas en España, con información actualizada a diario.

AleaSoft: el hidrógeno renovable entra en la fase industrial; construir es solo el primer paso

Tue, 28 Jul 2026 16:01:06 +0200

Doce megaproyectos europeos ya en construcción
Doce de los principales proyectos europeos de hidrógeno renovable ya se encuentran en construcción. En conjunto, suman cerca de 3 GW de capacidad de electrólisis y movilizan una inversión estimada de 13.000 millones de euros. Los proyectos están distribuidos entre Suecia, España, Alemania, Países Bajos, Francia, Austria y Portugal y se orientan a sectores como la siderurgia, el refino, la industria química, el amoníaco, el e-metanol y los combustibles sostenibles para la aviación.

El paso de la planificación a la construcción representa un avance importante. Sin embargo, construir electrolizadores es solo el comienzo. El verdadero reto será conseguir que estas instalaciones produzcan hidrógeno verde de manera competitiva, mantengan un nivel de utilización adecuado y dispongan de compradores capaces de asumir compromisos a largo plazo.

Proyectos integrados en complejos industriales, no instalaciones aisladas
Los proyectos que presentan mayores posibilidades de avanzar son, precisamente, aquellos que no se plantean como instalaciones aisladas. Suelen estar integrados en complejos industriales, próximos a consumidores existentes y vinculados a la producción de acero, combustibles, fertilizantes o productos químicos.

El proyecto Stegra, en Suecia, combina un electrolizador de 700 MW con generación renovable y una planta siderúrgica. En España, la primera fase del proyecto Moeve Onuba, en Huelva, contará con 300 MW de electrólisis, mientras que el Green Hydrogen Hub de Petronor prevé 100 MW destinados al tejido industrial del entorno de Bilbao. En otros mercados europeos, los proyectos están conectados a refinerías, redes de hidrógeno y almacenamientos subterráneos.

Esta integración reduce uno de los principales riesgos del hidrógeno renovable, construir capacidad de producción sin una demanda suficientemente definida. Un proyecto necesita saber quién comprará el hidrógeno, durante cuánto tiempo, en qué cantidades y bajo qué condiciones de precio.

La regulación empieza a generar nuevas señales de demanda
La regulación también comienza a crear nuevas señales de demanda. En España, el Real Decreto 611/2026 establece un nuevo marco para impulsar la descarbonización del transporte y el uso de combustibles renovables, entre ellos los combustibles renovables de origen no biológico. La norma introduce objetivos y obligaciones para el transporte por carretera, marítimo y ferroviario no electrificado, además de mecanismos para fomentar la electrificación y los nuevos combustibles.

No obstante, la existencia de objetivos regulatorios o ayudas públicas no garantiza por sí sola la viabilidad de los proyectos. El coste de producción seguirá dependiendo en gran medida del precio de la electricidad, del número de horas de funcionamiento, de la eficiencia del electrolizador y de la estrategia de contratación del suministro eléctrico.

La flexibilidad operativa, factor clave de competitividad
Un electrolizador puede aprovechar las horas de mayor producción renovable y menores precios de los mercados eléctricos, pero su operación no puede basarse únicamente en consumir electricidad cuando el precio sea mínimo. También debe cumplir sus contratos de suministro, amortizar la inversión y coordinarse con los procesos industriales que dependen del hidrógeno.

Por ello, la flexibilidad operativa será uno de los principales factores de competitividad. Las previsiones de precios de los mercados eléctricos, producción renovable y demanda permitirán decidir cuándo producir, cuánto almacenar y cómo combinar contratos a largo plazo con compras en el mercado.

Medir el éxito más allá de los gigavatios instalados
La construcción de estos primeros megaproyectos demuestra que el hidrógeno renovable empieza a abandonar la fase puramente conceptual. La siguiente etapa deberá centrarse en consolidar la demanda, reducir costes, desarrollar infraestructuras y estructurar contratos que permitan financiar nuevas inversiones.

El éxito del sector no debería medirse únicamente por los gigavatios anunciados o instalados. También deberá evaluarse por las toneladas de hidrógeno producidas y vendidas, las horas reales de funcionamiento, la reducción de emisiones conseguida y la capacidad de mejorar la competitividad de la industria europea.

Previsiones bancables para reducir el riesgo de inversión: el papel de AleaGreen
La construcción de estos proyectos moviliza miles de millones de euros y depende de contratos de suministro eléctrico y compromisos de compra de hidrógeno a largo plazo, lo que convierte la bancabilidad de las previsiones en un requisito para acceder a la financiación. Bancos, fondos de inversión y desarrolladores necesitan escenarios de previsiones de precios de mercados eléctricos, de electrólisis y de descarbonización que aporten la solidez necesaria para el análisis de riesgo de las entidades financieras y sustenten la estructura de ingresos de cada instalación durante toda su vida útil.

AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de largo plazo, elabora previsiones bancables de precios de los mercados eléctricos y escenarios de transición energética que permiten a desarrolladores, bancos y fondos evaluar la rentabilidad y el riesgo de los proyectos de hidrógeno renovable, estructurar contratos de suministro eléctrico y respaldar la financiación de proyectos de energías renovables con criterios reconocidos por las entidades financiadoras.

CHAR Tech ofrece una actualización sobre el proyecto Bio-Méthane Provence de GazoTech

Tue, 28 Jul 2026 14:01:05 +0200

CHAR Technologies Ltd. ("CHAR Tech" o la "Compañía"), líder en soluciones energéticas sostenibles basadas en biomasa, ha ofrecido hoy una actualización sobre el proyecto Bio-Méthane Provence ("BMP") en Gardanne, Francia, un proyecto de pirólisis a alta temperatura ("HTP") a escala industrial desarrollado por GazoTech SAS ("GazoTech") en el marco de su colaboración tecnológica en curso con CHAR Tech. BMP ha concluido satisfactoriamente la consulta pública preliminar voluntaria supervisada por la Comisión Nacional del Debate Público de Francia ("CNDP").

La consulta voluntaria se desarrolló durante seis semanas, entre el 11 de mayo y el 22 de junio de 2026, y estuvo supervisada por dos garantes independientes designados por la CNDP. Aunque BMP no estaba legalmente obligado a llevar a cabo este proceso en esta fase de desarrollo del proyecto, GazoTech y sus socios locales decidieron realizar la consulta de forma voluntaria, con el objetivo de involucrar desde una fase temprana a las partes interesadas locales y de aportar información al próximo proceso de solicitud de autorización medioambiental en Francia.

BMP está siendo desarrollado por GazoTech junto con su socio local, la Société de production d'énergie gardannaise ("SPEG"), la sociedad creada para el proyecto por la asociación de trabajadores de la antigua central eléctrica Centrale de Provence ("ATCG"). El proyecto se está desarrollando en terrenos propiedad de GazelEnergie, filial de Energetický a průmyslový holding ("EPH"), uno de los mayores grupos energéticos privados de Europa, en el emplazamiento de una antigua unidad de generación eléctrica de carbón de 600 MW situada en Gardanne, Bocas del Ródano, Francia.

Una vez que entre en operación comercial, se espera que BMP:

Procese aproximadamente 115.000 toneladas anuales de madera recuperada regional al final de su vida útil.
Produzca aproximadamente 230 GWh (828.000 GJ) anuales de gas natural renovable ("RNG") para su inyección en la red francesa de gas.
Produzca aproximadamente 12.000 toneladas anuales de biocarbono destinado a aplicaciones industriales como sustituto del carbón.

El inicio de las operaciones comerciales está previsto para el segundo semestre de 2029, sujeto a la obtención de todos los permisos y autorizaciones necesarios y a la consecución de la financiación del proyecto. CHAR Tech continuará proporcionando información a medida que se alcancen nuevos hitos en el proyecto BMP.

"La conclusión satisfactoria de la consulta pública voluntaria de BMP representa un hito importante para uno de los proyectos insignia de HTP de GazoTech en Europa", afirmó Andrew White, director ejecutivo de CHAR Tech. "GazoTech y el equipo de BMP han gestionado este proceso con el rigor y la transparencia que esperamos de los proyectos que utilizan nuestra plataforma HTP. Consideramos que este paso reduce aún más los riesgos asociados al avance de BMP hacia la presentación de la solicitud de autorización medioambiental a finales de este año y constituye una señal positiva para la cartera europea más amplia que se está desarrollando en el marco de nuestra colaboración con GazoTech".

"La decisión de llevar a cabo una consulta preliminar voluntaria, supervisada por la CNDP, fue una elección deliberada desde el primer día", afirmó Maël Disa, director ejecutivo de GazoTech. "La implicación temprana, la escucha de las partes interesadas locales y la respuesta a todas las preguntas legítimas constituyen la forma adecuada de desarrollar proyectos industriales de esta naturaleza en Francia. Agradecemos a los garantes, a las autoridades locales, a nuestros socios y a todos los participantes su colaboración. Los comentarios recopilados se incorporarán directamente a la siguiente fase de desarrollo del proyecto".

Acerca de CHAR Technologies Ltd.
CHAR Tech (TSXV:YES; OTC:CTRNF; FSE:68K) es una empresa canadiense de tecnologías limpias que desarrolla sistemas pioneros de pirólisis a alta temperatura ("HTP") para procesar madera no comercializable y residuos orgánicos y generar dos fuentes de ingresos procedentes de energías renovables: gas natural renovable o hidrógeno verde, y un biocarbono sólido que sirve como sustituto directo y neutro en carbono del carbón metalúrgico.

La plataforma HTP de CHAR Tech también está desarrollando una nueva línea de negocio centrada en la destrucción permanente de sustancias perfluoroalquiladas y polifluoroalquiladas (PFAS) presentes en los biosólidos de aguas residuales. Al operar a temperaturas suficientes para descomponer compuestos fluorados de cadena larga, el sistema permite a los municipios y operadores industriales eliminar las PFAS, al tiempo que transforma los biosólidos en energía y productos sólidos con bajas emisiones de carbono.

Acerca de GazoTech SAS
GazoTech es una empresa con sede en Francia que desarrolla tecnologías y proyectos destinados a reducir la dependencia del gas natural de origen fósil mediante la producción de gas con bajas emisiones de carbono a través de la pirogasificación de biomasa residual y residuos, tanto para su uso industrial en el propio emplazamiento como para su inyección en la red, junto con la valorización de coproductos como el biocarbón para uso agrícola o el biocarbono para aplicaciones industriales como sustituto del carbón.

AleaSoft: las comercializadoras de electricidad y su nuevo papel de gestoras de flexibilidad y riesgo

Mon, 27 Jul 2026 16:37:06 +0200

De intermediario energético a gestor estratégico
Durante años, una parte importante del negocio de comercialización de electricidad se apoyó en una lógica relativamente sencilla: adquirir energía en los mercados mayoristas, cubrir parcialmente el riesgo y ofrecer contratos adaptados a los distintos perfiles de consumo. Sin embargo, el mercado eléctrico actual es mucho más complejo.

La producción renovable está aumentando la volatilidad de los precios y ampliando las diferencias entre horas. Al mismo tiempo, el autoconsumo eléctrico modifica los perfiles de demanda, las baterías permiten desplazar energía y la electrificación de la demanda incorpora nuevos consumos que no siempre siguen los patrones tradicionales.

Esta evolución obliga a las comercializadoras a conocer con mayor precisión cuánta energía demandarán sus clientes, cuándo la consumirán, qué exposición tendrá cada contrato y cómo evolucionará el valor de las coberturas adquiridas.

Por ello, la comercializadora del futuro se parecerá menos a un intermediario y más a un gestor integral de riesgos y activos energéticos. Su ventaja competitiva dependerá de su capacidad para interpretar el mercado y convertir esa información en decisiones de compra, precios, coberturas y nuevos servicios.

Las baterías cambian el producto que puede ofrecerse al consumidor
El almacenamiento de energía representa una de las mayores oportunidades para las comercializadoras. Una batería permite comprar o almacenar energía en las horas de menor precio y utilizarla o venderla cuando el valor de la electricidad es mayor. También facilita la reducción de desvíos, la gestión de la demanda y la participación en mercados de ajuste y servicios de flexibilidad.

Su valor no se limita al arbitraje horario. Las baterías pueden ayudar a transformar una producción renovable variable en un producto más estable, gestionable y próximo al perfil real de los consumidores.

Esta capacidad será especialmente relevante para los grandes consumidores industriales. Las coberturas basadas únicamente en producción fotovoltaica protegen el consumo durante las horas solares, que suelen coincidir con los precios más bajos. Sin embargo, una parte importante del riesgo industrial se concentra en las horas de la tarde y la noche. El almacenamiento permite desplazar energía hacia esos períodos y construir productos más ajustados a las necesidades de cada consumidor.

Los PPA híbridos abren una nueva etapa
La hibridación de plantas fotovoltaicas con baterías también puede cambiar el papel de las comercializadoras en los PPA. La batería permite desplazar parte de la producción solar, reducir la concentración de la entrega en horas de baja captura de precio y mejorar el perfil energético contratado.

Para la comercializadora, un PPA híbrido puede aportar energía renovable con una curva más próxima a la demanda de su cartera. Esto reduce la necesidad de comprar energía adicional en horas de precios más altos y facilita la creación de contratos más competitivos a precio fijo o con coberturas parciales.

Para el promotor, la existencia de una contraparte capaz de valorar correctamente el perfil híbrido puede mejorar la estabilidad de los ingresos y facilitar la financiación de proyectos renovables. Los PPA físicos, las estructuras híbridas y las nuevas fórmulas contractuales están adquiriendo importancia precisamente porque permiten combinar ingresos de mercado, contratos a largo plazo y diferentes fuentes de flexibilidad.

No obstante, incorporar una batería no elimina el riesgo automáticamente. Su valor dependerá de la estrategia de operación, de los diferenciales horarios de precios, de la degradación, de los mercados en los que participe y de las restricciones técnicas y regulatorias. La comercializadora que quiera capturar ese valor necesitará modelos de optimización y previsiones coherentes para cada horizonte temporal.

Gestionar la cartera con escenarios y no con una única previsión
La volatilidad ha demostrado que las decisiones de cobertura no pueden basarse exclusivamente en el precio spot ni en la evolución de las últimas semanas. Las comercializadoras necesitan previsiones de corto, medio y largo plazo, acompañadas de escenarios probabilísticos y bandas de confianza.

Una previsión central puede señalar la evolución más probable del mercado, pero no muestra por sí sola el riesgo de escenarios extremos. Para proteger los márgenes es necesario estimar qué ocurriría si los precios superan el presupuesto, si aumenta el número de horas negativas, si cambia la demanda de la cartera o si una cobertura resulta insuficiente.

Esta visión probabilística permite decidir qué porcentaje de energía debe comprarse a plazo, cuánto conviene mantener expuesto al mercado, cuándo cerrar una cobertura y cómo valorar contratos a precio fijo, indexados o mixtos.

No existe una estrategia de aprovisionamiento válida para todas las comercializadoras. Cada cartera tiene un perfil de consumo, una tolerancia al riesgo y unas obligaciones contractuales diferentes. La previsión debe convertirse en una herramienta integrada en la gestión diaria del margen.

La flexibilidad y el riesgo como eje del nuevo modelo de negocio
La comercializadora que combine previsiones coherentes, coberturas, PPA y baterías bajo una misma estrategia estará mejor posicionada para proteger sus márgenes en un mercado con más horas de precios extremos y más variabilidad horaria. La gestión de la flexibilidad y el riesgo dejará de ser una función auxiliar para convertirse en el núcleo del negocio de comercialización.

Previsiones bancables para comercialización, inversión y financiación: AleaBlue y AleaGreen
En el mercado eléctrico que está emergiendo, el éxito de una comercializadora no dependerá únicamente de comprar energía al mejor precio. Dependerá de su capacidad para anticipar, estructurar y gestionar el riesgo. Las previsiones, las coberturas, los PPA, las baterías y la flexibilidad dejarán de ser herramientas independientes para convertirse en partes de una misma estrategia.

Las comercializadoras que participen en PPA y gestionen baterías y proyectos híbridos necesitarán previsiones que puedan utilizarse tanto en la gestión de la cartera como en los procesos de inversión y financiación.

Las previsiones de corto y medio plazo de AleaBlue, con detalle horario y horizontes de hasta tres años, permiten analizar escenarios de precios, identificar oportunidades de cobertura y evaluar estrategias de compra y venta.

Para las decisiones de inversión y financiación, AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting, proporciona curvas de precios de largo plazo bancables, bandas de confianza y escenarios probabilísticos que permiten valorar proyectos renovables, baterías, sistemas híbridos, autoconsumo y contratos PPA bajo hipótesis coherentes sobre precios, volatilidad y precios capturados.

Instalar placas solares en 2026: ahorro energético, incentivos fiscales y asesoramiento especializado mantienen atractiva la inversión

Mon, 27 Jul 2026 14:13:07 +0200

El autoconsumo fotovoltaico continúa consolidándose como una de las inversiones más rentables para empresas y viviendas. Más allá de la reducción inmediata de la factura eléctrica, 2026 mantiene un escenario favorable gracias a las deducciones fiscales y a las bonificaciones municipales que contribuyen a reducir el coste inicial de la instalación y a acortar su periodo de amortización.

En un escenario marcado por la necesidad de mejorar la eficiencia energética de los edificios, reducir la dependencia de los combustibles fósiles y avanzar hacia un modelo más sostenible, cada vez más familias y empresas optan por producir su propia energía. Esta tendencia no solo responde a criterios medioambientales, sino también a una decisión económica cada vez más sólida.

Además de los beneficios derivados de generar electricidad propia, las instalaciones fotovoltaicas continúan pudiendo beneficiarse de incentivos fiscales que hacen aún más atractiva la inversión. A nivel estatal, las actuaciones que mejoran la eficiencia energética pueden acceder a deducciones en el IRPF siempre que cumplan los requisitos técnicos establecidos. Paralelamente, numerosos ayuntamientos mantienen bonificaciones fiscales vinculadas a la instalación de sistemas de energía solar, como reducciones en el Impuesto sobre Bienes Inmuebles (IBI) o en el Impuesto sobre Construcciones, Instalaciones y Obras (ICIO).

En municipios como Sant Cugat del Vallès, estas bonificaciones forman parte de las políticas locales de fomento del autoconsumo y contribuyen a reducir de forma significativa el coste global del proyecto, mejorando aún más el retorno de la inversión.

La información y la gestión, tan importantes como la instalación
A pesar de este escenario favorable, muchos propietarios desconocen qué ayudas pueden solicitar o qué trámites son necesarios para beneficiarse de los incentivos disponibles. La tramitación administrativa, la legalización de las instalaciones, las certificaciones energéticas o la gestión de las bonificaciones municipales continúan siendo, en muchos casos, una barrera que dificulta la toma de decisiones.

Es precisamente en este punto donde Origen Solar, ingeniería especializada en energías renovables con sede en Sant Cugat del Vallès, centra buena parte de su valor añadido. La empresa desarrolla proyectos integrales de energía solar fotovoltaica, con o sin baterías, así como soluciones de aerotermia, asumiendo todas las fases del proceso: estudio energético, proyecto técnico, instalación, legalización, certificaciones energéticas y tramitación de bonificaciones, deducciones fiscales y subvenciones.

Esta visión global permite que el cliente no solo disponga de una instalación dimensionada según sus necesidades, sino que también aproveche todas las oportunidades económicas disponibles.
"Muchas veces el principal obstáculo no es la tecnología, sino la falta de información", explica Daniel Rubio, director ejecutivo de Origen Solar. "Nuestro objetivo es que el cliente entienda desde el primer momento cuál será su inversión, qué ahorro obtendrá, qué ayudas puede solicitar y cuál será el retorno económico del proyecto. Por ello ofrecemos un asesoramiento completo, tanto desde el punto de vista técnico como económico, para que el cliente pueda tomar decisiones con toda la información sobre la mesa."

Rubio destaca que cada proyecto se estudia de forma individualizada, teniendo en cuenta "los hábitos de consumo, las características del edificio y los objetivos del cliente". Este análisis permite dimensionar correctamente la instalación, valorar la incorporación de otras tecnologías complementarias, como la aerotermia o los sistemas de almacenamiento con baterías, y elaborar una previsión realista del retorno de la inversión, con el objetivo de optimizar el autoconsumo y la eficiencia energética.

Más allá de la instalación
Desde su fundación en 2020, la empresa catalana Origen Solar ha apostado por un modelo basado en la proximidad, la transparencia y el acompañamiento continuo al cliente. La empresa monitoriza el rendimiento de las instalaciones, ofrece servicios de mantenimiento y continúa ampliando su catálogo de soluciones renovables para dar respuesta a las nuevas necesidades energéticas de particulares, comunidades de propietarios y empresas.

En un momento en el que el autoconsumo sigue ganando protagonismo, la combinación de un proyecto técnico bien dimensionado, una gestión eficiente de los incentivos fiscales y un asesoramiento especializado se consolida como uno de los factores clave para que la inversión sea aún más rentable y segura.

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.