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

AleaSoft: los spreads récord de julio en España y Portugal refuerzan la señal para el almacenamiento

Thu, 06 Aug 2026 10:25:20 +0200

El spread de una hora
El spread intradiario de una hora es la diferencia entre el precio horario máximo y el mínimo de cada día en el mercado diario. Aproxima el valor que una batería puede capturar mediante arbitraje, comprando en la hora de menor precio y vendiendo en la hora de mayor valor, aunque el ingreso real depende también de la eficiencia, la degradación, el número de ciclos por día y los costes de operación. En julio, el promedio alcanzó los 148 €/MWh en España y los 142 €/MWh en Portugal, valores récord históricos para estos mercados.

Un récord diferente al de la crisis energética
La comparación con 2022 es reveladora. Entonces, la ampliación de los spreads estaba asociada a precios extraordinarios del gas natural, que fijaba el precio en las horas de mayor demanda. Ahora, el precio del gas sigue elevado, pero lejos de aquellos niveles. El récord de julio responde a otra causa: la creciente penetración de la energía solar fotovoltaica hunde los precios a mediodía, y cuando la producción solar cae con la demanda aún alta, entran tecnologías con mayores costes variables. Ese contraste entre un valle solar cada vez más profundo y una punta vespertina elevada amplía el spread diario. No es volatilidad coyuntural, sino una señal estructural derivada de la transformación del mix eléctrico, la misma que necesitan el almacenamiento y el resto de las tecnologías de flexibilidad.

En España, las oportunidades están menos concentradas
Para analizar hasta qué punto los ingresos potenciales de una batería dependen de días excepcionales, se ordenaron los 1096 días entre 2023 y 2025 según su spread diario en España, Alemania, Reino Unido y la zona SE3 del mercado diario de Suecia. El 10% de los días con mayor spread aportó el 18% del spread acumulado en España, frente al 22% en Reino Unido, el 23% en Alemania y el 29% en Suecia SE3. La misma conclusión surge al calcular los días necesarios para acumular la mitad del spread anual: bastan 85 en Suecia, pero se necesitan 124 en España. Esta menor concentración reduce la dependencia de episodios excepcionales y permite que las oportunidades de arbitraje aparezcan con mayor frecuencia.

La diferencia está en los fundamentales
El origen del spread determina su magnitud y su distribución a lo largo del año. En Reino Unido, las mayores diferencias se asocian a la escasez en las puntas invernales. En Alemania, los episodios de Dunkelflaute, con baja producción eólica durante varios días, elevan los precios, mientras la elevada capacidad fotovoltaica los hunde en primavera y verano. En Suecia, la disponibilidad hidráulica, las temperaturas y la demanda de calefacción condicionan los episodios de spread elevado. En esos mercados, la batería debe capturar el valor en episodios puntuales y en el momento exacto. En España, el spread creciente se explica por el lado contrario: no por la excepcionalidad de las horas de precios elevados, sino por la recurrencia de las horas con precios bajos que genera la producción fotovoltaica al mediodía, seguida de una subida de precios tras la puesta de sol.

Las diferencias entre mercados también se reflejan en la relación entre el spread medio de verano y el de invierno: 0,60 en Suecia SE3 y 0,76 en Reino Unido, donde los mayores spreads se concentran durante el invierno; y 1,59 en Alemania, donde los mayores spreads se observan en verano. Es España, esta ratio se sitúa en el 1,12, el único de los cuatro mercados sin una estación claramente dominante. Esta distribución más equilibrada reduce la exposición de una batería a que unas condiciones meteorológicas concretas determinen gran parte de su resultado anual.

Más regularidad no significa necesariamente más ingresos
La menor concentración de los spreads no implica un mayor nivel absoluto. En 2025, Alemania registró un spread diario medio de aproximadamente 124 €/MWh, frente a los 98 €/MWh de España, por lo que un arbitraje perfecto habría generado más ingresos en el mercado alemán. La ventaja de España está en la regularidad, no en el tamaño de la oportunidad. Además, el spread teórico no equivale al ingreso neto de una batería, que también depende de la eficiencia, la degradación, el número de ciclos y la participación en mercados intradiarios y servicios de ajuste.

Los spreads como señal para la flexibilidad
Los spreads récord de julio en España y Portugal no deben interpretarse solo como un episodio de volatilidad, sino como una transformación estructural del sistema eléctrico. La energía solar reduce los precios durante más horas, pero la demanda aún no se ha desplazado con la misma velocidad, y el almacenamiento de energía permite trasladar electricidad desde las horas de abundancia renovable hasta las de mayor demanda. Cuanto mayor sea la capacidad de las baterías, el bombeo, la gestión activa de la demanda y las interconexiones, mayor será la capacidad del sistema para absorber generación renovable, lo que moderará los spreads en el futuro sin eliminar el valor del almacenamiento.

Las series de spread, disponibles en AleaApp
Para convertir estas señales de mercado en decisiones de inversión y operación, AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento de energía, ofrece análisis de ingresos de baterías, proyectos de hibridación y estrategias de flexibilidad. Con ese mismo objetivo, AleaSoft ha incorporado a Alea Energy DataBase las series históricas de spread intradiario de una, dos, cuatro y seis horas para los principales mercados europeos, permitiendo comparar mercados, medir la concentración de los spreads y apoyar la valoración de proyectos de almacenamiento.

Kleen-Hy-Dro-Gen Inc. anuncia la obtención de las certificaciones ISO 9001:2015 y TSSA

Wed, 05 Aug 2026 11:01:05 +0200

Kleen-Hy-Dro-Gen Inc. (la "Compañía") (CSE:KLN) se complace en anunciar que ha obtenido oficialmente la certificación del Sistema de Gestión de la Calidad ISO 9001:2015 y la certificación regulatoria de la Technical Standards and Safety Authority ("TSSA") para su producto insignia, el sistema de calefacción de hidrógeno bajo demanda KLEEN HEAT. Estas dos acreditaciones representan un importante hito operativo para la Compañía, al establecer una verificación independiente por parte de terceros de su marco de aseguramiento de la calidad, sus estándares de ingeniería y el cumplimiento de la normativa de seguridad aplicable a su tecnología Kleen Heat, avanzando así en su objetivo de utilizar el sistema de forma segura en aplicaciones de calefacción con cero emisiones de carbono.

Acreditaciones regulatorias y de calidad

Certificación ISO 9001:2015: certificación completa conforme a las normas internacionales para Sistemas de Gestión de la Calidad (QMS), que abarca la planificación operativa basada en riesgos, rigurosos marcos de calidad para clientes y la optimización continua de los procesos.
Certificación TSSA: cumplimiento de los códigos legales aplicables y de las normas técnicas de seguridad exigidas por la Technical Standards and Safety Authority de Ontario, lo que concede la autorización regulatoria oficial para sistemas técnicos especializados y operaciones con equipos sometidos a presión, con un número de registro canadiense.

La certificación ISO 9001:2015 fue concedida tras una exhaustiva auditoría independiente de los procesos corporativos de la Compañía, sus flujos de trabajo de ingeniería, la gestión de la cadena de suministro y los sistemas de control de calidad. La norma ISO 9001:2015 está reconocida mundialmente como el estándar de referencia en gestión de la calidad y exige demostrar responsabilidad de liderazgo, gestión de riesgos y mejora continua.

Como complemento a la certificación ISO, la certificación TSSA autoriza a la Compañía a diseñar, operar, instalar y mantener sistemas regulados de generación de hidrógeno Kleen y equipos técnicos conforme a la Technical Standards and Safety Act, 2000 de Ontario. El cumplimiento de la normativa TSSA garantiza la estricta observancia de los códigos legales de seguridad, los marcos de protección de los trabajadores y los requisitos de protección medioambiental.

"La obtención de las certificaciones ISO 9001:2015 y TSSA representa un avance transformador para Kleen-Hy-Dro-Gen Inc., así como para nuestros socios comerciales, responsables municipales y grupos de interés de los mercados de capitales. Estas acreditaciones proporcionan una validación rigurosa e independiente de nuestra disciplina operativa y de nuestros estándares de seguridad técnica. Como empresa cotizada en la Bolsa Canadiense de Valores (Canadian Securities Exchange), disponer de una infraestructura certificada en materia de calidad y seguridad regulatoria confirma nuestra ventaja competitiva a la hora de optar a licitaciones empresariales de gran escala en el ámbito de las energías limpias, apoyando los objetivos de cero emisiones de carbono y la creación de valor para los accionistas", explicó Thomas Fairfull, presidente y consejero delegado de Kleen-Hy-Dro-Gen Inc.

Impacto estratégico y comercial

Precalificación para licitaciones empresariales y municipales: las certificaciones ISO 9001:2015 y TSSA cumplen los requisitos obligatorios para participar como proveedor en importantes solicitudes de propuestas (RFP) de tecnologías limpias en los sectores industrial, institucional y municipal.
Gestión estandarizada del riesgo operativo: establece controles de calidad y seguridad auditados en toda la organización, reduciendo el riesgo operativo y garantizando el cumplimiento de la normativa aplicable en todos los centros de operación.
Infraestructura escalable para el crecimiento: los protocolos estructurados del sistema de gestión de la calidad (QMS) permiten ampliar sin dificultades el despliegue de la tecnología y las iniciativas de expansión geográfica.
Mayor rigor para los mercados de capitales: proporciona a los accionistas actuales y potenciales pruebas verificadas de disciplina organizativa, cumplimiento regulatorio y capacidad de ejecución corporativa.

Acerca de Kleen-Hy-Dro-Gen Inc.
Kleen-Hy-Dro-Gen Inc. (CSE:KLN) es una empresa canadiense de tecnologías de energía limpia que cotiza en bolsa y está especializada en el desarrollo y la comercialización de soluciones energéticas avanzadas, sistemas técnicos especializados e infraestructuras sostenibles. Comprometida con la excelencia técnica, el cumplimiento normativo y la protección del medio ambiente, la Compañía presta servicio a los mercados comercial, industrial y municipal.

Para obtener más información, visitar el perfil de la Compañía en SEDAR+ (www.sedarplus.ca) o su sitio web corporativo: www.KleenH2.com.

Nota cautelar sobre las declaraciones prospectivas
Este comunicado contiene "información prospectiva" en el sentido de la legislación canadiense aplicable en materia de valores. La información prospectiva suele identificarse por el uso de términos como "anticipa", "espera", "planifica", "cree", "pretende", "proyecta", "presupuesto", "pronostica", "prevé", "objetivo", "estima", "puede", "hará", "debería", "podría" y otras expresiones similares. Las declaraciones prospectivas incluidas en este comunicado comprenden, entre otras, las relativas a la cualificación de la Compañía para participar en importantes licitaciones comerciales y municipales, el potencial de acelerar su comercialización, la posibilidad de obtener importantes contratos empresariales, el despliegue de los sistemas de la Compañía en aplicaciones de calefacción seguras con cero emisiones de carbono, la expansión del mercado, la escalabilidad operativa, el despliegue de tecnologías y las perspectivas de crecimiento corporativo derivadas de la obtención de las certificaciones ISO 9001:2015 y TSSA.

Exención de responsabilidad de la Bolsa
Ni la Canadian Securities Exchange ni su Market Regulator (tal y como se define este término en las políticas de la Canadian Securities Exchange) asumen responsabilidad alguna por la adecuación o exactitud de este comunicado.

AleaSoft: el gas y la demanda impulsaron los precios en un julio de récord para la demanda y la producción solar en Europa

Wed, 05 Aug 2026 09:01:07 +0200

En julio de 2026, los precios promedio mensuales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado italiano registró el precio más alto, seguido del británico. En cambio, el mercado nórdico presentó el promedio más bajo.

En comparación con junio de 2026, los precios subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Los mercados portugués y español registraron los mayores incrementos porcentuales. En cambio, los precios descendieron en los mercados nórdico, neerlandés, alemán y belga.

Respecto a julio de 2025, los precios aumentaron en todos los mercados. Los mercados francés y nórdico registraron los mayores incrementos interanuales. Italia alcanzó su promedio mensual más alto desde marzo de 2023, mientras que Gran Bretaña, España y Portugal registraron los precios más elevados desde marzo de 2025.

La producción solar fotovoltaica aumentó respecto a junio y en términos interanuales en Alemania, España, Francia, Italia y Portugal y alcanzaron máximos históricos mensuales.

La producción eólica aumentó en términos interanuales en Alemania y Francia, mientras que disminuyó en Portugal, Italia y España. Alemania, Francia e Italia registraron su segundo valor más alto para un mes de julio y Portugal alcanzó el más bajo desde 2018.

La demanda eléctrica aumentó en términos interanuales en la mayoría de los mercados europeos. España y Portugal alcanzaron máximos históricos para un mes de julio e Italia registró su valor mensual más alto de los últimos 26 años.

Los futuros de gas TTF para el Front‑Month en el mercado ICE alcanzaron un promedio de 53,99 €/MWh, un 20% más que en junio y el valor más alto desde febrero de 2023. El ataque al metanero Al-Rekayyat y los bajos niveles de las reservas europeas impulsaron los precios.

Los futuros de derechos de emisión de CO₂ en el mercado EEX para diciembre de 2026 alcanzaron un promedio de 81,26 €/t, un 2,8% más que en junio y un 12% más que en julio de 2025.

Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron un promedio de 83,97 $/bbl, un 0,5% menos que en junio. Los avances en las negociaciones entre Estados Unidos e Irán y el anuncio de un aumento de la producción de la OPEP+ favorecieron el descenso.

Para conocer en detalle la evolución de los mercados de energía europeos durante julio de 2026, está disponible el informe completo en este enlace.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting para almacenamiento de energía
Para lograr una inversión rentable y bancable, los proyectos de almacenamiento de energía necesitan identificar la configuración que maximiza los ingresos, anticipar la evolución de las oportunidades de arbitraje y de participación en los servicios de ajuste, evaluar el impacto que tendrá la creciente penetración de baterías sobre esos ingresos y definir el dimensionamiento óptimo en proyectos híbridos. Estas cuestiones son de especial relevancia tanto en sistemas stand-alone como en instalaciones híbridas, como las plantas de energía solar fotovoltaica o eólica con baterías.

Para abordar estos desafíos, la división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting elabora informes de previsiones para proyectos de almacenamiento de energía, los cuales permiten optimizar los ingresos, el dimensionamiento y la rentabilidad de los sistemas de almacenamiento.

Frank Energy y Soleme llevan la gestión inteligente de baterías domésticas a instaladores solares

Tue, 04 Aug 2026 14:25:08 +0200

Frank Energy, comercializadora eléctrica especializada en la gestión inteligente de la energía del hogar, y Soleme, distribuidor de material fotovoltaico para instaladores profesionales con más de veinte años de trayectoria en el mercado español, han cerrado un acuerdo de colaboración para acercar los servicios inteligentes de gestión de baterías domésticas al canal de instalación fotovoltaica.

La alianza permite integrar la plataforma tecnológica de Frank Energy con las baterías domésticas de KSTAR y GoodWe, dos de las marcas que Soleme distribuye actualmente en su catálogo. Con esta integración, los instaladores que trabajan con Soleme pueden ofrecer a sus clientes finales una solución que combina el suministro eléctrico 100% renovable con la optimización automática del funcionamiento de la batería en función de los precios horarios del mercado eléctrico y de los patrones de consumo de cada vivienda.

Fundada en 2006, Soleme cuenta con una red comercial que supera los 1.000 instaladores fotovoltaicos activos en toda España. La compañía distribuye paneles solares, inversores, baterías de litio, estructuras, cargadores de vehículo eléctrico y sistemas de almacenamiento de las principales marcas del sector, y complementa su actividad de distribución con asesoramiento técnico, formación profesional y soporte postventa.

El acuerdo pone a disposición del instalador una nueva palanca de diferenciación en un mercado cada vez más competitivo. En lugar de limitar la venta al suministro del hardware, el profesional puede acompañar la instalación de una batería KSTAR o GoodWe con los servicios inteligentes de Frank Energy y trasladar al cliente final un ahorro adicional cuantificable, más allá del autoconsumo básico.

Según datos de Frank Energy, un hogar con una batería doméstica optimizada mediante su plataforma puede llegar a alcanzar ahorros anuales de 1.200 euros frente a una instalación equivalente sin gestión inteligente, cifras que dependen del perfil de consumo, del tamaño de la instalación y de la volatilidad del mercado eléctrico.

"Una batería instalada sin gestión inteligente deja de aportar buena parte del valor que podría generar. El acuerdo con Soleme nos permite llegar de forma directa al canal profesional que asesora a los hogares en el momento de la compra y ofrecer a los instaladores una herramienta con la que enriquecer su propuesta", señala Jordi Jené, Country Manager de Frank Energy en España.

Por su parte, desde Soleme destaca que "durante años el valor de una batería se ha medido solo por su capacidad en kWh. Con Frank Energy damos un paso más: ponemos en manos de nuestros instaladores una herramienta que convierte cada batería vendida en un ahorro real y medible para el cliente final. Esto no es una alianza más, es la evolución natural de nuestro catálogo hacia la energía inteligente", afirma Emilio Oliver, director de Soleme.

El acuerdo llega en un momento de fuerte crecimiento del almacenamiento residencial en España, impulsado por la maduración del parque de autoconsumo instalado, la caída del coste de las baterías y el interés creciente de los hogares por soluciones que mejoren la rentabilidad de su instalación. En este contexto, la formación y el equipamiento del canal profesional se han convertido en factores decisivos para acompañar la evolución de la demanda.

Frank Energy y Soleme han iniciado la colaboración con un programa formativo específico dirigido a la red de instaladores, con el objetivo de que el canal disponga de la información técnica y comercial necesaria para incorporar los servicios inteligentes a su oferta habitual.

La integración ya está disponible para toda la red de instaladores de Soleme. Los profesionales interesados pueden consultar todos los detalles técnicos y comerciales en el webinar grabado por ambas compañías, disponible en https://youtu.be/LDSOLyX6bC0, o contactar directamente con su comercial habitual de Soleme.

Sobre Frank Energy
Frank Energy es una compañía especializada en la gestión inteligente de la energía del hogar que combina suministro eléctrico 100% renovable y tecnología propia para automatizar baterías, cargadores de vehículo eléctrico, instalaciones solares y otros activos energéticos domésticos. Fundada en 2020 en los Países Bajos, opera actualmente en cuatro mercados europeos —Países Bajos, Bélgica, España y Francia— con más de 120.000 clientes activos y más de 35.000 activos domésticos gestionados en tiempo real. Es el mayor agregador residencial de flexibilidad del mercado neerlandés y ha generado más de 3,5 millones de euros en ahorro e ingresos energéticos para sus clientes a través de sus Smart Services.

Sobre Soleme
Soleme es un distribuidor de material fotovoltaico especializado en el canal profesional, fundado en 2006 y con más de veinte años de trayectoria en el mercado español. La compañía cuenta con una red comercial que supera los 1.400 instaladores fotovoltaicos activos en España y Portugal, a los que distribuye paneles solares, inversores, baterías de litio, estructuras, cargadores de vehículo eléctrico y sistemas de almacenamiento de las principales marcas del sector, entre ellas BYD, GoodWe, KSTAR, ATMOCE, Victron Energy, KOSTAL, Solplanet, DMEGC Solar, BSLBATT y Solar Parsec. Soleme complementa su actividad de distribución con asesoramiento técnico especializado, formación profesional y soporte postventa, y forma parte del grupo OSW Energy.

Ore Energy capta 43 millones de dólares para liberar energía de base renovable en la era de la IA

Tue, 04 Aug 2026 13:41:05 +0200

A medida que la demanda de electricidad de la IA, la industria y la transición energética se acelera en todo el mundo, Ore Energy ha captado 43 millones de dólares en una ronda de financiación de serie A liderada por Plural y HV para escalar su tecnología de baterías de hierro-aire. Las baterías de Ore, diseñadas para almacenar electricidad renovable hasta 100 horas, pueden resolver una de las mayores barreras de la transición energética: el almacenamiento de energía de larga duración y asequible. Con esta financiación, el total captado por la empresa supera los 61 millones de dólares.

Fundada por Aytaç Yilmaz (CEO), Rutil Özdemir (COO) y Yaiza Gonzalez Garcia (CSO), Ore Energy genera energía mediante la oxidación y desoxidación de electrodos de hierro. Fabricadas con materiales abundantes y de bajo coste —hierro, agua y aire—, sus baterías pueden producirse a través de una cadena de suministro totalmente europea, sin depender de materias primas críticas importadas y caras como el litio o el cobalto. Su diseño modular y totalmente escalable ofrece un sistema de almacenamiento plug-and-play a un coste 10 veces menor por unidad de capacidad energética que el de iones de litio para el almacenamiento de larga duración, haciendo que la electricidad renovable sea asequible y esté disponible a demanda.

Resolver el reto del almacenamiento de energía
Se prevé que la demanda mundial de electricidad de los centros de datos se más que duplique hasta alrededor de 945 TWh para 2030, y que los centros de datos optimizados para IA se más que cuadrupliquen en el mismo periodo. El entrenamiento y la inferencia de la IA provocan grandes y rápidas fluctuaciones de la demanda eléctrica, lo que hace que el almacenamiento sea fundamental para mantener un suministro fiable. La eólica y la solar son ya las fuentes más baratas de nueva generación eléctrica, pero su producción es intrínsecamente variable: la generación supera la capacidad de la red cuando las condiciones son favorables y resulta insuficiente en periodos de poco viento o de invierno, sin una forma adecuada de almacenar el excedente para más tarde.

Este desajuste entre generación y demanda ya le cuesta dinero a Europa. El Reino Unido ya ha gastado casi 6.000 millones de libras (8.000 millones de dólares) en pagar a los generadores renovables para que se desconecten desde 2011. Sin inversión en infraestructura de red, solo la energía eólica desperdiciada costará al Reino Unido unos 8.000 millones de libras (10.700 millones de dólares) al año para 2030. En toda Europa se desperdician cada año unos 72 TWh de electricidad renovable por congestión de la red, lo que equivale a casi 7.000 millones de euros (8.000 millones de dólares) a los precios mayoristas actuales de la electricidad. La presión aumenta: se prevé que la demanda eléctrica de los centros de datos europeos crezca 45 TWh para 2030, justo cuando el continente necesita acelerar su transición industrial y energética.

Las baterías de hierro-aire de Ore resuelven este reto almacenando electricidad renovable hasta 100 horas antes de devolverla a la red cuando la demanda lo requiere. Ubicadas junto a parques eólicos, las baterías reducen el vertido (curtailment) —cuando la energía renovable se desperdicia porque la red no puede absorberla—, aprovechan mejor la infraestructura de red existente y aportan la producción firme y gestionable, disponible las 24 horas, necesaria para sustituir al gas.

Ore Energy ya ha firmado un acuerdo de 1 GWh con Budget Thuis, un proveedor neerlandés alternativo de energía y telecomunicaciones, mientras que los proyectos piloto con la eléctrica francesa EDF han demostrado el rendimiento de su tecnología en condiciones reales de explotación.

Impulsar la nueva era industrial
La nueva financiación, en la que también participó Positron Ventures, permitirá a Ore establecer su primera planta de fabricación, como paso previo a su objetivo de fabricar a escala de gigavatios-hora en 2028. La planta validará la fabricación a escala, respaldada por la ampliación del equipo en producción, área comercial y operaciones. Para 2035, Ore Energy aspira a convertir el hierro-aire en la infraestructura de red estándar para el almacenamiento de energía de larga duración y a impulsar la nueva era industrial con energía de base firme y renovable.

Aytaç Yilmaz, cofundador y CEO de Ore Energy, afirmó: "La energía cara es la mayor barrera para el crecimiento, algo que las empresas y los políticos europeos conocen demasiado bien. La energía de base renovable y asequible es la base de la próxima generación de fabricación, infraestructura de IA y crecimiento industrial a escala mundial. El almacenamiento de larga duración de Ore Energy es una parte esencial de ese futuro. Esta financiación nos ayudará a construir nuestra primera planta y nos pondrá en el camino hacia una producción a escala de gigavatios-hora, haciendo que la electricidad renovable esté disponible cuando y donde se necesite".

Ian Hogarth, socio de Plural, afirmó: "El almacenamiento de energía de larga duración es uno de los mayores retos sin resolver de la transición energética, y desbloquearlo transformará cómo alimentamos la industria, escalamos los centros de datos de IA e impulsamos el crecimiento económico. Aytaç, Rutil y el equipo han combinado ciencia de primer nivel con una ejecución excepcional para hacer que las baterías de hierro-aire sean comercialmente viables, aportando una tecnología crítica, no solo para Europa, sino también como una importante tecnología de exportación. Al obtener mucho más de cada unidad de energía eólica que ya tenemos, Ore Energy tiene el potencial de convertirse en una de las empresas energéticas más importantes del mundo".

Maxi Pethö-Schramm, principal de HV, afirmó: "Si queremos satisfacer la futura demanda energética de los centros de datos de IA y, al mismo tiempo, dotar a la industria europea de energía de base asequible y fiable, necesitamos almacenamiento de larga duración. Solo entonces Europa tendrá los medios para competir en los sectores complejos e intensivos en energía que definirán el futuro del continente. Ore ha desarrollado una solución práctica y escalable que combina una tecnología pionera con una vía clara hacia la fabricación a escala, y estamos encantados de respaldar a un equipo con la ambición de llevar esta infraestructura crítica al mercado".

AleaSoft: la caída de la producción eólica y el aumento de la demanda impulsan los precios de los mercados eléctricos europeos en la última semana de julio

Mon, 03 Aug 2026 14:41:07 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 27 de julio, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. España registró el mayor incremento, con un 7,8%, seguida de Portugal, con un 7,2%. La producción también aumentó en Alemania e Italia, un 5,2% y un 3,3%, respectivamente. En cambio, Francia registró un descenso del 2,9%.

Durante la semana, los mercados alcanzaron récords de producción solar fotovoltaica para un día de agosto. El 1 de agosto, España, Francia, Italia y Portugal alcanzaron sus producciones más altas para un día de ese mes, con 259 GWh, 172 GWh, 161 GWh y 28 GWh, respectivamente. Alemania alcanzó este récord el 2 de agosto, con una producción de 450 GWh.

Para la semana del 3 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican descensos en los mercados alemán, español e italiano.

En la última semana de julio, la producción eólica disminuyó en todos los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Francia e Italia registraron las mayores caídas, ambas del 47%. En Alemania, la producción eólica descendió un 28%. En la península ibérica, disminuyó un 24% en Portugal y un 22% en España.

Para la semana del 3 de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a aumentos en los mercados alemán, portugués y francés. En cambio, la producción eólica disminuirá en los mercados español e italiano.

Demanda eléctrica
En la última semana de julio, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Bélgica registró el mayor incremento, con un 4,7%, seguida de Italia, con un 3,8%. La demanda también aumentó un 1,4% en Portugal, un 1,2% en Alemania y un 1,1% en Francia. Gran Bretaña presentó la menor subida, con un 0,9%. Portugal y Gran Bretaña encadenaron su segunda semana consecutiva de aumentos. En cambio, España registró un descenso del 1,2% y encadenó su segunda semana consecutiva de caídas.

Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en todos los mercados analizados. Alemania registró el mayor incremento, de 4,5°C, y España, el menor, de 0,1°C. En el resto de los mercados, los aumentos oscilaron entre los 2,5°C de Francia y los 0,3°C de Gran Bretaña.

El aumento de las temperaturas impulsó la demanda eléctrica en varios de los mercados analizados. En Bélgica, la recuperación de la actividad laboral tras el festivo del 21 de julio, Fiesta Nacional de Bélgica, también favoreció el incremento de la demanda.

Para la semana del 3 de agosto, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados de Bélgica, Francia y Gran Bretaña. En cambio, prevén descensos en los mercados de Italia, Alemania, España y Portugal.

Mercados eléctricos europeos
Los precios promedio semanales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos durante la última semana de julio respecto a la semana anterior. El mercado nórdico fue el único que registró un descenso, del 4,1%. España registró el menor incremento, del 1,4%, mientras que Francia alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 10%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 2,7% del mercado portugués y el 9,4% del mercado alemán.

En la semana del 27 de julio, los promedios semanales fueron superiores a 100 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado nórdico, que presentó el menor promedio semanal, de 47,25 €/MWh. En cambio, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 177,16 €/MWh, seguido por el mercado británico, con 145,07 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 104,44 €/MWh del mercado francés y los 121,15 €/MWh del mercado portugués.

Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado nórdico registró precios inferiores a 75 €/MWh durante toda la última semana de julio. El mercado francés también registró un precio inferior a 75 €/MWh el lunes 27 de julio, de 64,00 €/MWh. Ese día, el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 29,41 €/MWh.

Por otra parte, casi todos los mercados eléctricos europeos registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh en la mayoría de las sesiones de la última semana de julio. En el caso del mercado italiano, los precios diarios superaron los 165 €/MWh durante toda la semana. El día 31 de julio, este mercado alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 186,23 €/MWh. Este fue su precio más alto desde el 21 de enero de 2025. El lunes 3 de agosto el precio del mercado italiano fue todavía mayor que el del 31 de julio, alcanzando los 197,71 €/MWh. Este precio fue el más alto desde el 25 de enero de 2023.

La caída de la producción eólica impulsó el aumento de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la última semana de julio. El incremento de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados también contribuyó a esta tendencia.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la semana del 3 de agosto, los precios aumentarán en todos los mercados eléctricos europeos analizados, en un contexto de descenso de la producción solar en varios mercados y caída de la producción eólica en la península ibérica e Italia.

Brent, combustibles y CO2Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 84,09 $/bbl, el martes 28 de julio. En cambio, tras una subida del 7,9% respecto al día anterior, el 29 de julio estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 90,74 $/bbl. El viernes 31 de julio, el precio de cierre fue de 90,12 $/bbl, un 6,9% menor al del viernes anterior.

Durante la última semana de julio, los precios de los futuros de petróleo Brent se mantuvieron condicionados por la evolución de las tensiones en el estrecho de Ormuz y las negociaciones entre Estados Unidos e Irán.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, el martes 28 de julio alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 57,74 €/MWh. Sin embargo, los precios repuntaron un 4,8% en la siguiente sesión y el 29 de julio estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 60,49 €/MWh. El viernes 31 de julio, el precio de cierre fue de 59,07 €/MWh, un 7,1% menor al del viernes anterior.

Las reservas de gas en Europa cerraron la última semana de julio en torno al 55% de su capacidad de almacenamiento, un nivel muy por debajo de la media de los últimos cinco años y que sitúa a la región de cara al próximo invierno en su peor posición desde 2011. Estos bajos niveles de reservas, así como las olas de calor y la competencia con Asia por el gas natural licuado, limitaron el margen de descenso de los precios de los futuros de gas TTF durante la semana. Sin embargo, el descenso de las hostilidades entre Estados Unidos e Irán permitió que los precios permanecieran por debajo de 60 €/MWh en la mayoría de las sesiones.

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 lunes 27 de julio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 82,33 €/t, pero este precio ya fue un 1,3% menor al del viernes anterior. Los precios continuaron a la baja durante la semana y el viernes 31 de julio alcanzaron su mínimo semanal, de 81,26 €/t, un 2,6% menor al del viernes previo.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
En un contexto de elevada volatilidad de precios en los mercados eléctricos europeos como el registrado en la última semana de julio, el almacenamiento de energía y el autoconsumo ganan protagonismo como respuesta desde la industria del sector de la energía. El jueves 17 de septiembre AleaSoft Energy Forecasting celebrará la edición número 69 de su serie de webinars mensuales. Esta edición pondrá el foco en la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, así como en la situación actual, el desarrollo esperado y los principales desafíos del almacenamiento de energía. También se abordarán los avances, retos y oportunidades del autoconsumo. Los ponentes serán Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets en S&P Global Energy, y Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft. La mesa de análisis del webinar en español también contará con la participación de, Francisco Valverde Sánchez, ingeniero técnico de telecomunicaciones y profesional independiente en el desarrollo de energías renovables. El webinar estará moderado por Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

Iberdrola planea repotenciar Whitelee para duplicar capacidad eólica con una inversión de 1.800 millones de euros

Mon, 03 Aug 2026 14:37:06 +0200

La repotenciación elevaría la capacidad instalada de 539 MW a 1.000 MW, con una inversión prevista de 1.800 millones de euros y una producción estimada para abastecer a más de un millón y medio de personas.

El proyecto se alinea con la estrategia de ScottishPower de refuerzo de la seguridad y la autonomía energética del Reino Unido y prevé generar 380 millones de euros de valor añadido bruto en la economía escocesa durante la próxima década, además de cientos de empleos.

Iberdrola, a través de su filial en el Reino Unido, ScottishPower, ha anunciado un plan para repotenciar Whitelee, el mayor parque eólico terrestre del país, con el objetivo de elevar su capacidad instalada desde los 539 megavatios (MW) actuales hasta los 1.000 MW en los próximos años.

La iniciativa contempla sustituir los aerogeneradores actualmente en operación por turbinas más modernas y potentes, una actuación habitual en parques renovables maduros que permite aumentar la producción eléctrica y optimizar el uso del emplazamiento. El proyecto, que movilizaría inversiones estimadas en 1.800 millones de euros, se apoya en la utilización de infraestructuras ya existentes, lo que facilitaría extender la vida útil del complejo y maximizar su contribución a la electrificación de la economía y a la descarbonización.

Una vez completada la repotenciación, Whitelee produciría energía limpia suficiente para abastecer a más de un millón y medio de personas. La compañía sitúa el proyecto en la trayectoria de ScottishPower orientada a reforzar la seguridad y la autonomía energética del Reino Unido, en un contexto en el que la generación renovable y la red eléctrica ganan peso como pilares para estabilizar el suministro y reducir la dependencia de fuentes fósiles importadas.

Además del incremento de potencia, el plan prevé efectos positivos en actividad económica y empleo. Según las estimaciones compartidas, la repotenciación generaría 380 millones de euros de valor añadido bruto para la economía escocesa durante la próxima década y sostendría cientos de puestos de trabajo vinculados a la ingeniería, la logística, la operación y mantenimiento, así como a la cadena de suministro asociada.

Whitelee constituye uno de los principales referentes de la electrificación con renovables en Europa. Es ya el mayor parque eólico terrestre del Reino Unido y uno de los tres mayores de Europa. Desde su puesta en marcha en 2008, el complejo ha suministrado electricidad limpia a millones de hogares y se ha consolidado como un activo relevante para el sistema eléctrico británico, tanto por su escala como por su capacidad para aportar generación renovable de forma sostenida.

La repotenciación permitiría, además, aprovechar el aprendizaje acumulado tras más de una década de operación. En proyectos de este tipo, la sustitución de turbinas suele venir acompañada de mejoras en eficiencia, disponibilidad y monitorización digital del rendimiento, lo que contribuye a incrementar la producción anual y a reducir incidencias operativas, siempre dentro de los permisos y procesos de planificación correspondientes.

Inversión y electrificación
Este proyecto se enmarca en la apuesta de Iberdrola por el Reino Unido, uno de los principales destinos de inversión del grupo. A través de ScottishPower, la compañía prevé invertir 28.000 millones de libras hasta 2028 para impulsar la electrificación, principalmente mediante el refuerzo y despliegue de redes eléctricas y el desarrollo de energías renovables, con el objetivo de contribuir a la independencia energética, la competitividad industrial y la creación de empleo.

En este marco, la repotenciación de activos eólicos existentes se perfila como una palanca complementaria a la construcción de nueva capacidad. Al elevar la potencia en emplazamientos ya consolidados, la compañía busca acelerar la aportación de generación renovable al mix, optimizar el uso de infraestructuras previas y reforzar el ritmo de descarbonización de la economía, apoyando al mismo tiempo la seguridad del suministro.

Con la ampliación proyectada, Whitelee reforzaría su papel como infraestructura energética estratégica en Escocia y como referencia europea en eólica terrestre. La combinación de mayor capacidad, inversión industrial y retorno económico local pretende convertir el proyecto en un caso representativo de cómo la modernización de instalaciones renovables puede aportar resultados medibles en potencia instalada, producción limpia y actividad económica.

Proton Future dona a la Asociación TALMA una planta fotovoltaica de 10 kW para el CRAE Les Garrigues

Mon, 03 Aug 2026 12:25:06 +0200

Proton New Energy Future, empresa líder en soluciones de energía solar fotovoltaica con sede en Barberà del Vallès (Barcelona), ha donado a la Asociación TALMA una planta fotovoltaica de 10 kW para el CRAE Les Garrigues.

Con esta instalación fotovoltaica, compuesta por 18 paneles solares y valorada en 12.041 euros más IVA, se cubrirá el 15 % del consumo eléctrico del centro. Asimismo, permitirá reducir el consumo energético del CRAE y avanzar hacia un modelo de autoconsumo más eficiente y respetuoso con el medio ambiente. El proyecto incluye el suministro e instalación de los equipos, su legalización, la puesta en marcha y un año de mantenimiento, sin ninguna contraprestación por parte de la entidad.

La instalación producirá aproximadamente 14.486 kWh de energía renovable al año, lo que supondrá un ahorro anual estimado de 1.750 euros y evitará la emisión de 4,56 toneladas de CO₂ cada año. Con una vida útil prevista de 25 años, generará más de 362.000 kWh de energía limpia, contribuirá a un ahorro acumulado cercano a los 43.750 euros y evitará la emisión de más de 114 toneladas de CO₂, consolidándose como una inversión con un impacto ambiental y económico duradero.

Esta actuación se enmarca en el compromiso social de Proton Future con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas. Como parte de este compromiso, la compañía destina 5 kW de potencia fotovoltaica a una entidad social del mismo municipio o comarca por cada 1 MW instalado. En este caso, la donación de 10 kW a TALMA ha sido posible gracias a los 2 MW ejecutados por Proton Future para UNITEX en Les Borges Blanques, convirtiendo el crecimiento de su actividad en energías renovables en un retorno directo para el territorio.

La donación se ha materializado en un acto celebrado en las instalaciones del CRAE Les Garrigues, en Juneda, con la asistencia de representantes de Proton Future, de la Asociación TALMA, profesionales, niños, niñas y jóvenes del CRAE y representantes institucionales del municipio.

Durante la primera parte del acto, los representantes de Proton New Energy Future han presentado las características técnicas del proyecto, explicando el funcionamiento del sistema fotovoltaico, los beneficios energéticos previstos y la contribución que esta instalación tendrá en la reducción de las emisiones de CO₂. Posteriormente, los niños, niñas y adolescentes que viven en el CRAE Les Garrigues han entregado a la empresa un mural elaborado por ellos mismos como muestra de agradecimiento por la donación.

El CEO de Proton New Energy Future, Miquel Jové, ha afirmado que "la transición energética solo tiene sentido si también genera un retorno social. Con la donación de esta instalación solar fotovoltaica de 10 kW queremos ayudar a TALMA a reducir sus costes energéticos y sus emisiones para que pueda destinar más recursos a su labor social y seguir generando un impacto positivo en el territorio".

Por su parte, Isidre Piñol, presidente de la Asociación TALMA, entidad que genera apoyos y oportunidades para las personas, las familias, las empresas y el territorio de Les Garrigues y el Pla d'Urgell con el objetivo de mejorar la calidad de vida de su comunidad, ha destacado que "esta donación va mucho más allá de una instalación fotovoltaica. Es una inversión en el bienestar de los niños, niñas y adolescentes que viven en el CRAE y un ejemplo de cómo la colaboración entre la empresa y el tercer sector puede generar un impacto positivo y duradero en el territorio. La sostenibilidad también es una forma de cuidar a las personas.

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.