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

Polaris adjudica un importante contrato de suministro y aprueba invertir en baterías en Punta Lima

Wed, 21 Oct 2026 10:01:34 +0200

Trina Storage es un proveedor mundial de almacenamiento de energía a escala de red que cuenta con proyectos BESS por un total de 30 GWh, puestos en servicio o en fase de ejecución en todo el mundo, incluidos más de 6 GWh en América Latina y el Caribe.

El proyecto BESS de Punta Lima se está desarrollando en el marco del Programa de Incorporación Acelerada de Almacenamiento de Puerto Rico ("ASAP"), una iniciativa estratégica diseñada para reforzar la fiabilidad de la red eléctrica mediante el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía en baterías a escala de red, ubicados junto a instalaciones de generación existentes.

Como antecedente, el 5 de junio de 2026, Polaris Power US, Inc. ("PPUS") formalizó el Acuerdo de Oferta Estándar BESS (el "Acuerdo SO1") con la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico, estableciendo el marco para su participación en el programa ASAP. La adjudicación y formalización del contrato de suministro con Trina Storage representa el siguiente hito importante en el avance del proyecto BESS de Punta Lima.

El sistema BESS de Punta Lima consistirá en una única instalación de 35,7 MW con una duración de ocho horas. En virtud del Acuerdo SO1, el BESS proporcionará una capacidad de almacenamiento de 71,4 MW mediante dos bloques de suministro de energía de cuatro horas.

Se espera que la inversión bruta total estimada para el proyecto ASAP, incluidos el BESS, el transformador de media tensión, los aranceles y el resto de las instalaciones auxiliares, se sitúe entre 55 y 60 millones de dólares estadounidenses y se financie con el efectivo disponible.

Una vez construido y plenamente operativo, se espera que el proyecto aporte aproximadamente 12,5 millones de dólares estadounidenses de EBITDA durante su primer año de funcionamiento.

PPUS, en calidad de proveedor de recursos, tendrá derecho a recibir pagos mensuales fijos y vinculados al rendimiento por parte de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico a cambio de proporcionar servicios de almacenamiento de energía, incluidos servicios de capacidad y apoyo a la red eléctrica.

El acuerdo con Trina contempla que las entregas de los contenedores BESS tengan lugar en marzo y abril de 2027. En consecuencia, actualmente se prevé que el proyecto entre en operación comercial durante el tercer trimestre de 2027, y el acuerdo tendrá una vigencia de 20 años a partir de la fecha de inicio de la operación comercial.

Marc Murnaghan, CEO de Polaris, comentó: "La formalización del contrato de suministro con Trina Storage representa un hito significativo en el avance de nuestra inversión en Punta Lima, ya que permite que el proyecto pase de su marco contractual a la adquisición de equipos y su ejecución. Esta inversión refleja nuestra confianza en la transición energética a largo plazo de Puerto Rico y nuestro compromiso de proporcionar una capacidad de almacenamiento esencial que mejorará la fiabilidad y la resiliencia de la red eléctrica. Esperamos colaborar con Trina Storage y nuestros socios para impulsar el proyecto hacia su construcción y operación comercial".

Polaris mantiene su compromiso de ofrecer soluciones energéticas sostenibles a largo plazo en América Latina y el Caribe y espera colaborar con Trina Storage y otras partes interesadas durante la ejecución del proyecto BESS de Punta Lima.

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 América Latina y el Caribe. La compañía contribuye a la transición energética con un alto rendimiento y una sólida situación financiera.

La cartera de la Compañía incluye una planta geotérmica (aproximadamente 82 MW), cuatro centrales hidroeléctricas de pasada (aproximadamente 39 MW), tres proyectos solares fotovoltaicos (aproximadamente 35 MW) y un parque eólico terrestre (aproximadamente 26 MW).

La cartera de proyectos en desarrollo de la Compañía también incluye tres proyectos en México que comprenden aproximadamente 250 MW de corriente continua (MWdc) de capacidad de generación solar y 61,6 MW / 192,0 MWh de almacenamiento de energía en baterías. Actualmente, estos proyectos se encuentran en fase de planificación y avanzan hacia el cierre financiero.

AleaSoft; el spread de hoy no es el spread de 2035: la canibalización decidirá qué baterías son financiables

Tue, 20 Oct 2026 18:11:47 +0200

Los spreads de 2026 refuerzan el atractivo del almacenamiento
El mercado eléctrico español ofrece señales favorables para el desarrollo de las baterías. El promedio mensual del spread intradiario de una hora pasó de 61,90 €/MWh en enero de 2026 a 195,29 €/MWh en agosto y alcanzó 215,37 €/MWh en septiembre, un incremento del 10 % respecto al mes anterior.

La evolución de este indicador refleja las oportunidades que ofrecen las diferencias entre los precios horarios de la electricidad. La creciente penetración fotovoltaica reduce los precios durante las horas centrales del día, mientras que durante la tarde y la noche, cuando disminuye la generación solar, los precios pueden alcanzar niveles muy superiores. Esta estructura de precios permite a las baterías almacenar electricidad en las horas con precios más bajos y desplazar su venta hacia las horas de mayor precio.

Sin embargo, el spread intradiario representa una oportunidad teórica de arbitraje, no un ingreso garantizado. La energía efectivamente desplazada, la duración de la batería, su eficiencia, su degradación y las restricciones operativas determinan cuánto valor puede capturar cada instalación. Además, existe un factor que será cada vez más importante en las previsiones de ingresos: las propias baterías contribuirán a reducir los diferenciales de precios de los que depende su rentabilidad.

La canibalización transformará los spreads del futuro
La incorporación de nuevas baterías al sistema eléctrico modificará progresivamente la estructura horaria de los precios. Cuando las baterías cargan durante las horas de menor precio, incrementan la demanda de electricidad en esos periodos. Cuando descargan durante las horas de precios más elevados, aumentan la oferta disponible. Ambos comportamientos tienden a reducir la diferencia entre los precios máximos y mínimos. Este proceso, conocido como canibalización del almacenamiento, puede intensificarse a medida que aumente la capacidad instalada de BESS.

El desarrollo del almacenamiento en España ya muestra señales de aceleración. El 30 de diciembre de 2025, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico dio a conocer el resultado de la convocatoria de ayudas a proyectos de inversión en almacenamiento, cofinanciada con fondos FEDER 2021‑2027, que supuso la selección de 126 proyectos de almacenamiento que, una vez ejecutados, aportarán 2,2 GW de potencia y 9,4 GWh de capacidad. Estas cifras incluyen diferentes tecnologías y reflejan la magnitud del desarrollo previsto, aunque no representan capacidad ya instalada.

A medida que estos y otros proyectos entren en operación, las oportunidades de arbitraje evolucionarán. La magnitud de ese cambio dependerá de la potencia y duración de las baterías, su estrategia de funcionamiento y la evolución simultánea de la generación renovable, la demanda y otras fuentes de flexibilidad.

Por ello, resulta necesario analizar distintos escenarios de penetración de almacenamiento. Escenarios hipotéticos de 10, 20 o 30 GWh de baterías, acompañados de hipótesis coherentes sobre potencia instalada y operación, permiten estudiar cómo podrían cambiar los precios horarios y los ingresos disponibles.

La canibalización no implica necesariamente que los spreads vayan a desaparecer. La creciente participación renovable, la electrificación de la demanda y la evolución del parque de generación pueden seguir generando volatilidad y nuevas oportunidades para el almacenamiento. La cuestión relevante es determinar qué parte de los spreads permanecerá disponible después de incorporar el efecto del propio almacenamiento sobre el mercado. El spread que hace atractiva una batería en 2026 no será necesariamente el que determine su rentabilidad en 2035.

El escenario prudente será determinante para la financiación
Esta transformación tiene consecuencias directas sobre la financiación de proyectos BESS. Un proyecto puede presentar una rentabilidad atractiva utilizando las diferencias de precios observadas en 2026 y, sin embargo, mostrar unos ingresos esperados mucho menores cuando se incorporan escenarios de mayor penetración del almacenamiento.

Para las entidades financieras, la cuestión fundamental no es cuánto puede ganar una batería en un año especialmente favorable, sino qué ingresos podrá generar durante el periodo de amortización de la deuda, también bajo condiciones de mercado adversas. Esto exige ir más allá de las estimaciones basadas en spreads históricos o en la extrapolación de ingresos actuales.

Los análisis de financiación necesitan previsiones horarias de precios del mercado eléctrico a largo plazo, coherentes con distintos escenarios de evolución del sistema. Estas previsiones deben incorporar el crecimiento de las renovables y del almacenamiento, así como los cambios esperados en la demanda, las interconexiones y las tecnologías de generación. A partir de esas curvas es posible simular la operación de las baterías y estimar sus ingresos año a año, teniendo en cuenta sus características técnicas y las distintas oportunidades de mercado.

El análisis debe trasladarse después al modelo financiero, para evaluar la capacidad del proyecto de generar flujos de caja suficientes para atender el servicio de la deuda y cumplir las ratios de cobertura exigidas por los financiadores.

El riesgo resulta especialmente relevante en los proyectos con una exposición elevada a ingresos merchant. Los contratos de tolling o los acuerdos que aseguran parte de los ingresos pueden reducir esa exposición, pero la valoración de los ingresos no contratados sigue requiriendo escenarios de mercado sólidos.

Además, es necesario considerar la evolución de los ingresos de los servicios de ajuste y otros mecanismos de flexibilidad. Estas fuentes pueden complementar el arbitraje, pero están sujetas a sus propias dinámicas competitivas.

En este contexto, la bancabilidad no depende de demostrar que una batería será rentable en el escenario más favorable, sino de acreditar que podrá sostener sus compromisos financieros en escenarios prudentes.

La hibridación fotovoltaica necesita un análisis específico
La canibalización del almacenamiento también afectará a los proyectos de baterías hibridadas con instalaciones fotovoltaicas, aunque su exposición a los precios será diferente de la de una batería stand‑alone.

En una planta fotovoltaica, la batería puede almacenar parte de la energía producida durante las horas de precios reducidos y desplazar su venta hacia periodos de mayor valor. De esta forma, puede mejorar el precio capturado por el conjunto de la instalación y reducir los vertidos en determinadas condiciones. Sin embargo, las oportunidades de ingreso dependen del perfil horario de generación renovable, de las características del punto de conexión y de las posibilidades de carga y descarga.

Una batería hibridada puede estar condicionada por la disponibilidad de energía fotovoltaica y por las restricciones de evacuación compartida, mientras que una batería stand‑alone puede disponer de una flexibilidad operativa diferente para aprovechar las oportunidades de mercado. Estas diferencias hacen necesario evaluar conjuntamente la generación renovable, los precios horarios futuros y la operación del almacenamiento.

Asimismo, el dimensionamiento óptimo de la batería, tanto en potencia como en capacidad energética, debe responder a una perspectiva de largo plazo. Una configuración que maximice los ingresos con los spreads actuales no tiene por qué ser la más rentable cuando cambie la estructura de precios.

Por tanto, la valoración económica de una hibridación no debería limitarse a cuantificar los ingresos adicionales que ofrece el almacenamiento en las condiciones actuales, sino que debería considerar cómo evolucionará su contribución al valor del proyecto durante toda su vida útil.

Los spreads de 2035 serán decisivos para la financiación
Los spreads de 2026 están impulsando el interés por el almacenamiento, pero los spreads de 2035 serán decisivos para la financiación de muchos de los proyectos que se desarrollan hoy. La diferencia entre una batería rentable sobre el papel y un proyecto capaz de obtener financiación estará cada vez más vinculada a la capacidad de demostrar qué ingresos permanecerán disponibles cuando el almacenamiento alcance una penetración mucho mayor.

El mercado eléctrico necesita más baterías, pero su financiación exige comprender cómo funcionará el mercado cuando esas baterías estén operando. Las curvas horarias de precios de los mercados eléctricos a largo plazo adquieren así un papel fundamental. Permiten analizar la evolución de los spreads, estudiar distintos escenarios de penetración del almacenamiento y evaluar la resistencia de los proyectos ante condiciones de mercado menos favorables.

Sin embargo, disponer de una previsión central no es suficiente. Para valorar adecuadamente los riesgos, es necesario contar con escenarios alternativos, metodologías consistentes e hipótesis trazables que permitan entender el origen de los ingresos previstos y su sensibilidad ante los principales factores del mercado.

Este enfoque es especialmente importante cuando los resultados deben utilizarse en procesos de inversión y financiación, en los que desarrolladores, asesores técnicos, inversores y entidades financieras necesitan trabajar sobre una base de previsiones coherente y contrastable.

Las curvas horarias de largo plazo permitirán identificar los proyectos financiables
El crecimiento del almacenamiento introduce un nuevo desafío para desarrolladores, inversores y financiadores: anticipar cómo evolucionará un mercado en el que las propias baterías transformarán las oportunidades de ingreso.

En este ámbito, AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de largo plazo, proporciona curvas de precios de los mercados eléctricos con granularidad horaria y horizontes de hasta 40 años, que permiten analizar distintos escenarios de evolución de los mercados.

Por su parte, AleaStorage utiliza estas previsiones para evaluar los ingresos de proyectos de baterías stand‑alone y de almacenamiento hibridado con renovables, optimizar su dimensionamiento y analizar diferentes estrategias de operación a lo largo de la vida útil de las instalaciones.

La combinación de previsiones de mercado, análisis de escenarios y simulaciones de operación permite construir estimaciones de ingresos consistentes y evaluar su evolución, aportando una base técnica para la toma de decisiones de inversión y financiación.

AleaSoft: el gas TTF en máximos desde 2022 y la menor producción eólica impulsan los precios de los mercados eléctricos europeos en la tercera semana de octubre

Mon, 19 Oct 2026 17:03:35 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 12 de octubre, la producción solar fotovoltaica aumentó en Italia, Portugal y España respecto a la semana anterior. Italia registró el mayor incremento, del 25 %, tras dos semanas de descensos. En Portugal, la producción creció un 14 % y en España, un 3,0 %. Ambos mercados encadenaron su segunda semana consecutiva de aumentos. En cambio, Alemania registró la mayor caída, del 11 %, y acumuló tres semanas de descensos. En Francia, la producción bajó un 1,9 % tras el aumento de la semana anterior.

Durante la semana, España alcanzó un récord de producción solar fotovoltaica para un día de octubre, mientras que Portugal y Francia registraron sus segundos valores más altos para ese mes. El 13 de octubre, España alcanzó los 194 GWh. Portugal registró 24 GWh el 14 de octubre y Francia, 117 GWh el 15 de octubre.

Para la semana del 19 de octubre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento de la producción en el mercado italiano. En cambio, la producción disminuirá en los mercados alemán y español.

En la semana del 12 de octubre, la producción eólica aumentó en Italia respecto a la semana anterior. El mercado italiano registró un incremento del 34 % y encadenó su segunda semana consecutiva de aumentos. En cambio, la producción disminuyó en Alemania, Francia, Portugal y España. Alemania registró la mayor caída, del 23 %, y revirtió el incremento de la semana anterior, mientras que Francia registró un descenso del 19 % tras dos semanas de aumentos. En Portugal, la producción bajó un 12 % y en España, un 1,0 %. Ambos mercados encadenaron su segunda semana de descensos.

Para la semana del 19 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos de la producción en los mercados alemán, francés, portugués y español. En cambio, la producción eólica disminuirá en el mercado italiano.

Demanda eléctrica
En la semana del 12 de octubre, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor incremento, del 4,5 %, tras dos semanas de descensos, favorecido por la recuperación de la actividad laboral después del festivo nacional del 5 de octubre, Día de la Implantación de la República. En Gran Bretaña, la demanda creció un 2,8 % y encadenó su segunda semana consecutiva de aumentos. Alemania, Francia y Bélgica registraron subidas del 2,3 %, el 2,2 % y el 1,5 %, respectivamente, y los tres mercados acumularon tres semanas al alza. En cambio, la demanda disminuyó un 0,7 % en España y un 0,6 % en Italia. Ambos mercados encadenaron su sexta semana consecutiva de descensos. En España, el descenso coincidió con el festivo nacional del 12 de octubre, Fiesta Nacional de España.

Durante la semana, las temperaturas medias descendieron en Alemania, Italia, Gran Bretaña y Francia respecto a la semana anterior. Alemania registró la mayor caída, de 4,6°C, seguida de Italia, con 1,8°C. En Gran Bretaña y Francia, las temperaturas bajaron 0,7°C y 0,4°C, respectivamente. En cambio, Portugal registró el mayor aumento, de 1,0°C, mientras que en España y Bélgica las temperaturas subieron 0,2°C y 0,1°C, respectivamente.

Para la semana del 19 de octubre, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados portugués, británico, francés, belga, italiano y español. En cambio, la demanda disminuirá en el mercado alemán.

Mercados eléctricos europeos
Los precios promedio semanales de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron en la semana del 12 de octubre respecto a la semana anterior. El mercado nórdico registró el mayor incremento, del 74 %. En cambio, el mercado español registró el menor aumento, del 0,6 %, seguido de los mercados italiano y portugués, con una subida del 3,9 % en ambos casos. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 24 % del Reino Unido y el 38 % de Francia.

En la tercera semana de octubre, el mercado italiano registró de nuevo el mayor promedio semanal, de 225,21 €/MWh, mientras que el mercado nórdico presentó el menor, de 108,53 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios promedio semanales estuvieron entre los 153,29 €/MWh de España y los 191,10 €/MWh de Bélgica.

Por lo que respecta a los precios diarios, la mayoría de los mercados registraron sus precios más altos de la semana el viernes 16 de octubre. Ese día, el mercado italiano alcanzó 234,98 €/MWh, el precio más alto de la semana entre los mercados analizados. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el precio diario más elevado de este mercado desde el 23 de diciembre de 2022. Además, los precios del mercado italiano se mantuvieron por encima de 210 €/MWh todos los días de la tercera semana de octubre. El viernes, los mercados belga, neerlandés, francés, alemán y británico registraron 214,06 €/MWh, 212,76 €/MWh, 212,00 €/MWh, 210,67 €/MWh y 210,19 €/MWh, respectivamente. El mercado portugués registró su máximo semanal, de 199,38 €/MWh, ese mismo viernes, y el español, de 193,11 €/MWh, el jueves 15 de octubre. El mercado nórdico alcanzó su máximo semanal, de 159,34 €/MWh, el lunes 12 de octubre.

El lunes 19 de octubre, los precios aumentaron en los mercados europeos y en la mayoría de los casos superaron los 205 €/MWh. En los mercados español y portugués, los precios fueron de 215,11 €/MWh y 216,66 €/MWh, respectivamente. Estos fueron sus precios más elevados desde el 29 de abril de 2022. Además, de 20:00 a 21:00, el mercado español también alcanzó su precio horario más alto desde el 11 de septiembre de 2022, de 296,93 €/MWh. Por su parte, el mercado francés registró un precio de 221,77 €/MWh, el más alto de este mercado desde el 19 de diciembre de 2022. En el caso del mercado italiano, este superó el récord registrado el viernes anterior con un promedio diario de 262,63 €/MWh, su precio más alto desde el 21 de diciembre de 2022. Por otra parte, el mercado nórdico registró el precio más bajo de la semana entre los mercados analizados, de 61,94 €/MWh, el jueves 15 de octubre. Los mercados español y portugués registraron su mínimo semanal, de 76,28 €/MWh en ambos casos, el domingo 18 de octubre. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, fue el precio más bajo de ambos mercados desde el 27 de julio. Los mercados francés y belga registraron sus mínimos semanales, de 139,30 €/MWh y 163,38 €/MWh, el sábado 17 de octubre. El martes 13 de octubre, los mercados británico, alemán y neerlandés registraron los suyos, de 139,50 €/MWh, 160,23 €/MWh y 164,05 €/MWh, respectivamente. El mercado italiano presentó su mínimo semanal, de 210,85 €/MWh, el 14 de octubre.

El descenso de la producción eólica en Alemania, Francia, Portugal y España, junto con los elevados precios del gas, favoreció la subida de los precios en la mayoría de los mercados. En Alemania, Francia, Portugal, Bélgica y Gran Bretaña, el aumento de la demanda también contribuyó al incremento, y en Alemania y Francia influyó además el descenso de la producción solar. En Italia, los elevados precios del gas impulsaron los precios pese al descenso de la demanda y al incremento de la producción renovable eólica y solar. En cambio, el aumento de la producción solar fotovoltaica limitó la subida de los precios en España y Portugal.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 19 de octubre los precios bajarán en los mercados alemán, francés, británico, belga y neerlandés. En cambio, los precios subirán en los mercados español, portugués e italiano.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, RTE, Nord Pool y GME.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 105,69 $/bbl, el martes 13 de octubre. Tras una subida del 3,7 % respecto a la sesión anterior, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 109,86 $/bbl, el viernes 16 de octubre. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,9 % superior al del viernes anterior y el más alto desde el 20 de mayo.

Los futuros del petróleo Brent cerraron todas las sesiones de la tercera semana de octubre por encima de 105 $/bbl, impulsados por las tensiones en Oriente Medio y los riesgos para el suministro asociados al estrecho de Ormuz y a los ataques contra instalaciones energéticas rusas. Las expectativas de un aumento de las exportaciones rusas de gasóleo, tras el acuerdo con Estados Unidos, moderaron las subidas durante algunas sesiones. No obstante, las preocupaciones por el suministro prevalecieron al final de la semana y el Brent cerró el viernes 16 de octubre en su nivel más alto desde mayo.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 12 de octubre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 84,35 €/MWh, un 3,6 % superior al del viernes anterior. El martes 13 de octubre los precios subieron un 3,4 % y alcanzaron los 87,22 €/MWh. Posteriormente, los precios descendieron hasta el jueves 15 de octubre. El viernes 16 de octubre, los futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 87,55 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 23 de diciembre de 2022 y un 7,5 % superior al del viernes anterior.

Las reservas de gas de la Unión Europea se situaron en torno al 74 % de su capacidad, por debajo de la media de los últimos cinco años para estas fechas, de en torno al 89 %. Las restricciones a las exportaciones de GNL desde Oriente Medio, debido a la situación en el estrecho de Ormuz, continuaron limitando la oferta mundial y aumentando la competencia por los cargamentos disponibles. Estos factores, junto con las preocupaciones por el suministro de cara al invierno, ejercieron presión alcista sobre los precios de los futuros de gas TTF.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, el lunes 12 de octubre alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 88,33 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 28 de enero y un 1,6 % superior al del viernes anterior. Posteriormente, los precios descendieron en las cuatro sesiones restantes. El viernes 16 de octubre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 85,42 €/t. Este precio fue un 1,8 % inferior al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 15 de octubre, AleaSoft Energy Forecasting celebró la edición número 70 de su serie de webinars mensuales. La sesión analizó la evolución reciente de los mercados de energía europeos y sus perspectivas para el invierno 2026-2027, además de la financiación de proyectos de energías renovables y almacenamiento. El webinar también abordó las perspectivas de las baterías y la hibridación, así como el papel de las previsiones en la financiación, las auditorías y la valoración de carteras. Álvaro Antón Azcoiti, Director, Corporate Finance Energy en Deloitte; Álvaro Osés Lainez, Manager, Treasury Advisory en Deloitte, y Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft, participaron como ponentes. Los tres intervinieron también en la mesa de análisis, que solo tuvo lugar en el webinar en español. En ese webinar, Antonio Delgado Rigal, fundador y CEO de AleaSoft, moderó la sesión y la mesa de análisis.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

AlphaTracker impulsa su expansión europea con una nueva filial en Alemania

Mon, 19 Oct 2026 09:18:26 +0200

La compañía AlphaTracker continúa avanzando de manera decidida en su ambiciosa estrategia de crecimiento y expansión internacional con la reciente apertura de una nueva filial en Alemania; este hito representa un paso verdaderamente clave que consolida de forma definitiva su presencia operativa en uno de los mercados más dinámicos, competitivos y estratégicos para el desarrollo y la implementación de la energía fotovoltaica y la agrovoltaica en todo el territorio europeo.

La nueva sede permitirá a la compañía reforzar la colaboración con promotores, empresas EPC, inversores y propietarios de proyectos, ofreciendo una atención más cercana y una mayor capacidad de respuesta en un entorno donde la demanda de soluciones solares continúa creciendo de forma sostenida.

Este periodo de expansión tiene lugar durante una etapa de intensa operatividad para AlphaTracker, firma que ya dispone de contratos otorgados en el país que totalizan una cifra superior a los 30 millones de euros. Esta evolución refleja la creciente confianza del mercado en las soluciones desarrolladas por la compañía para grandes instalaciones fotovoltaicas y proyectos agrovoltaicos, un segmento que está experimentando un importante crecimiento a nivel europeo.

Especializada en el diseño y fabricación de estructuras solares y sistemas de seguimiento para instalaciones fotovoltaicas, AlphaTracker ha reforzado en los últimos años su apuesta por la agrovoltaica, una tecnología que permite compatibilizar la producción de energía renovable con la actividad agrícola y ganadera, favoreciendo un uso más eficiente y sostenible del suelo.

La apuesta por Alemania responde al papel cada vez más relevante que desempeña este país en la transición energética europea y al creciente interés por modelos energéticos que combinan innovación, sostenibilidad y aprovechamiento agrícola del territorio.

Como muestra de este compromiso, la compañía celebró recientemente en Alemania un encuentro especializado sobre agrovoltaica que reunió a empresas EPC, profesionales del sector y representantes del ámbito agrícola para analizar las oportunidades que esta tecnología ofrece para el futuro del mercado energético europeo.

"Alemania es un mercado estratégico para el futuro de la agrovoltaica. Contar con presencia local nos permite estar más cerca de nuestros clientes y socios, así como apoyar el crecimiento continuo de soluciones solares innovadoras", afirma José Antonio Maldonado, CEO de AlphaTracker.

Con esta nueva filial, AlphaTracker refuerza su posición como uno de los actores europeos especializados en estructuras solares y soluciones para proyectos agrovoltaicos, consolidando una estrategia de crecimiento basada en la innovación, la cercanía al cliente y el desarrollo de infraestructuras adaptadas a las necesidades del mercado energético del futuro.

AleaSoft: las baterías abren una nueva vía para financiar la fotovoltaica

Fri, 16 Oct 2026 14:38:26 +0200

La financiación de proyectos renovables y de almacenamiento fue uno de los temas centrales del webinar número 70 de AleaSoft Energy Forecasting, celebrado el 15 de octubre con la participación de Deloitte por séptimo año consecutivo.

Durante el encuentro se puso de manifiesto el cambio que ha experimentado la financiación de proyectos renovables en los últimos años. Conseguir financiación para nuevas plantas fotovoltaicas stand-alone se ha vuelto mucho más complejo, mientras los bancos analizan con creciente interés los proyectos con baterías y, en especial, la hibridación del almacenamiento con instalaciones fotovoltaicas.

La fotovoltaica stand-alone afronta una financiación más exigente
El fuerte crecimiento de la generación fotovoltaica ha aumentado la frecuencia de precios bajos durante las horas solares y ha deteriorado los precios capturados por esta tecnología. Esta situación afecta a proyectos financiados bajo expectativas de ingresos superiores y, en algunos casos, obliga a revisar o refinanciar estructuras de deuda.

Las entidades financieras son además especialmente prudentes con la exposición merchant y exigen mayor visibilidad sobre los ingresos futuros antes de asumir riesgo en nuevos proyectos.

La fotovoltaica no ha dejado de ser una inversión con sentido a largo plazo. Los proyectos tienen vidas útiles de varias décadas y las condiciones actuales del mercado no tienen por qué mantenerse durante toda su vida. Ahora bien, la forma de conseguir financiación está cambiando, y los nuevos proyectos necesitan estructuras capaces de afrontar mayor volatilidad y menores precios capturados en las horas solares.

La hibridación mejora el perfil de ingresos de la fotovoltaica
La incorporación de una batería modifica el perfil económico de una planta fotovoltaica. En lugar de vender la electricidad cuando se produce, el almacenamiento permite desplazar parte de la generación hacia horas con precios más elevados y aprovechar los diferenciales de precios del mercado.

Los mismos spreads que penalizan los precios capturados por la fotovoltaica generan oportunidades para las baterías. Por esta razón, la hibridación ha pasado de ser una opción para incrementar la rentabilidad a servir también para mejorar la estructura financiera de los proyectos.

Los bancos que tradicionalmente participan en el Project Finance de proyectos renovables ya analizan estas operaciones. No obstante, el almacenamiento cuenta con menos referencias históricas que la fotovoltaica o la eólica, por lo que los comités de riesgos mantienen criterios conservadores. Las primeras operaciones serán fundamentales para crear referencias, validar las hipótesis de ingresos y aumentar la confianza de las entidades financieras.

Los ingresos contratados serán clave para la financiación
Los proyectos de baterías combinan diferentes fuentes de ingresos, desde el arbitraje en el mercado eléctrico hasta la participación en servicios de ajuste y otros mercados. Desde el punto de vista de la financiación, los bancos valoran especialmente las estructuras que aseguran una parte de estos ingresos durante varios años.

Durante el webinar se analizaron fórmulas como los contratos de tolling, los contratos con optimizadores o las estructuras de revenue share con un suelo mínimo de ingresos. Estos mecanismos renuncian a una parte del potencial alcista a cambio de mayor estabilidad y previsibilidad en los flujos de caja.

El nuevo mercado de capacidad también puede desempeñar un papel relevante. Sus ingresos pueden no bastar por sí solos para determinar la rentabilidad de una batería, pero su carácter contratado contribuye a que un proyecto resulte financiable.

La distinción entre rentabilidad y bancabilidad será cada vez más importante. Un proyecto puede presentar una rentabilidad atractiva y resultar difícil de financiar si sus ingresos son demasiado inciertos. Del mismo modo, incorporar ingresos contratados facilita el acceso a deuda aunque limite parcialmente el potencial de ingresos del activo.

Una batería también añade complejidad
La hibridación no convierte automáticamente una planta fotovoltaica en un proyecto financiable. Los ingresos de una planta renovable convencional dependen fundamentalmente de la producción y del precio capturado. Una batería, en cambio, debe gestionarse activamente, y sus ingresos dependen de cuándo carga y descarga, de los mercados en los que participa, del número de ciclos, de la degradación y de la estrategia de operación.

Una utilización más intensiva puede aumentar los ingresos, pero también acelerar la degradación y adelantar inversiones para reponer determinados componentes. El modelo financiero debe reflejar todos estos factores.

Por ello, financiar baterías requiere comprender conjuntamente la tecnología, los mercados eléctricos y la estrategia de operación. También aumenta la importancia de los asesores técnicos y de mercado, que dan a las entidades financieras confianza sobre las hipótesis utilizadas.

Las previsiones pasan a formar parte de la estructura financiera
Este escenario refuerza el papel de las previsiones de mercado. Para estimar los ingresos futuros de una batería no basta con un spread medio esperado multiplicado por un número de ciclos diarios. La operación óptima cambia cada día según los precios, el estado de carga, la operación anterior y las oportunidades de los distintos mercados.

Una evaluación robusta necesita simulaciones horarias de precios a largo plazo y múltiples escenarios sobre la evolución de la demanda, la capacidad renovable instalada, la meteorología y el resto de variables que condicionarán el mercado eléctrico. Sobre ellas hay que reproducir cómo operaría realmente la batería, con sus restricciones técnicas, su degradación y sus distintas fuentes de ingresos.

Las curvas de precios y las previsiones de ingresos pasan a ser uno de los principales inputs del modelo financiero. Deben ser robustas y justificables ante inversores, bancos, auditores y el resto de actores del proyecto.

De financiar generación a financiar flexibilidad
Durante años, la expansión de la fotovoltaica se apoyó en activos relativamente sencillos de modelizar: una previsión de producción, una previsión de precios y una estimación de ingresos. La creciente penetración solar y la volatilidad de precios hacen cada vez menos suficiente ese esquema.

Los nuevos proyectos serán más flexibles y gestionarán cuándo producen, almacenan o venden la energía. Las baterías almacenan electricidad y, además, pueden devolver capacidad de financiación a nuevos proyectos fotovoltaicos, siempre que se combinen costes de inversión competitivos, previsiones robustas, una operación eficiente y estructuras contractuales con visibilidad de ingresos. A medida que se cierren más operaciones y los bancos acumulen experiencia, la financiación debería ampliarse.

La hibridación puede así reactivar el desarrollo fotovoltaico, con rentabilidad, flexibilidad y bancabilidad analizadas conjuntamente.

El papel de AleaStorage y AleaGreen en la financiación de proyectos híbridos
En este contexto, AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento de energía, analiza los ingresos de baterías stand-alone y de proyectos de hibridación con fotovoltaica, dimensiona la batería y evalúa su operación en los distintos mercados. Por su parte, AleaGreen elabora previsiones de largo plazo con hasta 40 años de horizonte, que sirven de base a la financiación de proyectos renovables.

La metodología de AleaSoft Energy Forecasting combina inteligencia artificial, series temporales y modelos estadísticos. Esta metodología única genera escenarios coherentes que los bancos, inversores y auditores pueden contrastar al evaluar la bancabilidad de un proyecto.

AleaSoft: El futuro será renovable, pero no de precios bajos: los centros de datos cambian la ecuación

Thu, 15 Oct 2026 17:30:37 +0200

Los centros de datos se están convirtiendo en uno de los principales vectores de crecimiento de la demanda eléctrica en España. El desarrollo de la inteligencia artificial, los servicios en la nube y la digitalización está impulsando proyectos de una escala que hace pocos años era difícil imaginar y que puede tener un impacto relevante sobre la evolución del sistema eléctrico durante la próxima década.

España dispone de condiciones especialmente favorables para atraer estas inversiones: abundantes recursos renovables, una posición geográfica estratégica, buenas infraestructuras de telecomunicaciones y un mercado eléctrico cada vez más integrado, con una elevada penetración de energías renovables. Pero convertir esta oportunidad en desarrollo económico requiere algo más que disponer de electricidad renovable. Será necesario garantizar capacidad de acceso a las redes, un suministro competitivo y fiable durante todas las horas del año y una integración eficiente de esta nueva demanda.

Precios capturados: la demanda cambia la ecuación
En la última década la potencia fotovoltaica y eólica ha crecido muy deprisa y, en las horas solares, la generación supera con frecuencia a la demanda. Solo en 2025 se instalaron 8,8 GW de fotovoltaica y 1,2 GW de eólica, mientras la demanda creció un 2,8%, hasta 256 086 GWh, según Red Eléctrica. En el primer semestre de 2026 se registraron 557 horas de precios negativos en el mercado diario. El precio capturado de la fotovoltaica pasó de 42,53 €/MWh en 2024 a 35,47 €/MWh en 2025 y a 38,87 €/MWh entre el 1 de enero y el 14 de octubre de 2026.

Esta situación responde a un desajuste temporal entre oferta y demanda, no a una característica permanente del sistema. La ecuación empieza a cambiar por el lado de la demanda. Los centros de datos necesitan electricidad limpia y fiable las 24 horas del día y pueden trasladar su coste a los servicios digitales que venden, por lo que están dispuestos a competir por PPA renovables de largo plazo. La electrificación de la industria y el transporte, las bombas de calor, los vehículos eléctricos, el hidrógeno renovable y los propios centros de datos competirán por una generación renovable que tendrá que crecer con rapidez. El PNIEC prevé que la demanda eléctrica crezca un 34% respecto a 2019 en 2030 y que la electrificación de la economía alcance el 35%.

El almacenamiento añade además demanda en las horas en las que hoy hay exceso de energía. Las baterías almacenan electricidad cuando la generación renovable es abundante y los precios son bajos, y la liberan cuando escasea. El PNIEC prevé 22,5 GW de almacenamiento en 2030, frente a los 3427 MW instalados a finales de 2025 según Red Eléctrica. A nivel global, la IEA estima que el consumo eléctrico de los centros de datos pasará de 415 TWh en 2024 a unos 945 TWh en 2030. Más renovables, mucho más almacenamiento y una demanda creciente no dibujan un escenario de precios estructuralmente bajos. El futuro será renovable, pero no necesariamente de precios bajos, y en ese escenario los precios capturados de la fotovoltaica tienen margen para recuperarse.

Más de 6 GW de acceso concedidos en la red de transporte
Según el mapa de capacidades de acceso de la demanda publicado por Red Eléctrica el 1 de octubre, los centros de procesamiento de datos acumulaban 6329 MW de capacidad de acceso concedida en la red de transporte, el 34,2% de los 18,52 GW otorgados a instalaciones de demanda. Es la categoría con mayor potencia concedida y ninguno de esos 6329 MW se encontraba todavía puesto en servicio.

El volumen es aún mayor cuando se incluyen las redes de distribución. La memoria del proyecto de Real Decreto sobre centros de datos del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico señala que se han concedido más de 6 GW en la red de transporte y en torno a otros 6 GW en distribución. Estas cifras superan ampliamente las estimaciones de despliegue contenidas en la Estrategia de Inteligencia Artificial 2024, que contempla unos 2,5 GW de potencia de computación en 2030, equivalentes a entre 3,5 y 4 GW de demanda eléctrica.

Existe, por tanto, una diferencia considerable entre la capacidad solicitada o concedida y la potencia que previsiblemente acabará materializándose. Esta situación pone de manifiesto la importancia de distinguir los proyectos firmes de aquellos que pueden no llegar a ejecutarse y de evitar que una capacidad de red escasa permanezca reservada durante largos períodos sin materializarse.

Una regulación específica para los centros de datos
El rápido crecimiento de estas instalaciones ha llevado al Gobierno a preparar un marco regulatorio específico. El proyecto de Real Decreto sobre sostenibilidad energética, medioambiental, resiliencia y soberanía digital de los centros de datos se sometió a audiencia pública entre el 27 de agosto y el 10 de septiembre y fue informado por la CNMC el 22 de septiembre.

El proyecto se aplicaría, con carácter general, a centros de datos con una potencia de acceso igual o superior a 1 MW y plantea requisitos relacionados con eficiencia energética, consumo de agua, resiliencia, soberanía digital y abastecimiento mediante nueva generación renovable. Uno de los elementos que más debate ha generado es la propuesta de que, en determinadas condiciones, al menos el 80% de la electricidad consumida en cada hora esté respaldada por generación renovable producida en esa misma hora, junto con requisitos de adicionalidad de la generación renovable.

La CNMC comparte los objetivos generales de sostenibilidad, pero ha recomendado introducir mayor flexibilidad en su aplicación. Entre otras consideraciones, señala que exigir nueva generación adicional incluso durante horas con excedentes renovables, vertidos o precios muy bajos o negativos podría producir señales ineficientes. En esas horas, precisamente, una nueva demanda puede facilitar la integración de la generación renovable disponible.

Esta cuestión es especialmente relevante en un sistema como el español, con una penetración creciente de energía fotovoltaica y eólica. Más que imponer un patrón uniforme durante todas las horas, la regulación puede favorecer señales que incentiven el consumo cuando existe abundancia renovable y la utilización de almacenamiento y otras fuentes de flexibilidad cuando la disponibilidad es menor.

Nuevos requisitos para conectarse a las redes
En paralelo a la regulación específica para los centros de datos, el Gobierno está tramitando otra norma con implicaciones directas para estas instalaciones. El 13 de octubre, el Consejo de Ministros autorizó la tramitación administrativa urgente del proyecto de Real Decreto que establecerá nuevos requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad para las instalaciones que se conecten a las redes eléctricas de transporte y distribución. La norma no está dirigida exclusivamente a los centros de datos, pero estos serán uno de los tipos de nueva demanda más afectados por su aplicación.

El objetivo es adaptar los requisitos de conexión a un sistema eléctrico muy diferente del existente cuando se diseñaron las normas actuales. Entre otras medidas, la propuesta exige que las instalaciones de demanda puedan soportar determinados huecos de tensión. Según el MITECO, esta capacidad permitiría reducir las restricciones derivadas de la interacción entre distintos nudos y aflorar capacidad de acceso que actualmente no puede concederse, además de reforzar la seguridad de la operación del sistema.

Esta evolución regulatoria es relevante porque pone de manifiesto que ampliar físicamente las redes no es la única vía para incrementar su capacidad. Mejorar el comportamiento técnico de las nuevas instalaciones, gestionar adecuadamente la demanda y utilizar de forma más eficiente las infraestructuras existentes también puede permitir conectar nuevos proyectos.

Renovables, almacenamiento y flexibilidad
El crecimiento de los centros de datos puede convertirse además en un importante impulso para las inversiones en nueva generación renovable. Una demanda elevada y relativamente estable ofrece visibilidad de largo plazo a los generadores y puede facilitar estructuras contractuales como los PPA. Pero la generación renovable por sí sola no garantiza un suministro equivalente al perfil de consumo de un centro de datos durante las 24 horas del día.

La fotovoltaica produce fundamentalmente durante las horas solares y la producción eólica depende de las condiciones meteorológicas. Al mismo tiempo, los centros de datos presentan perfiles de consumo mucho más estables. La combinación de diferentes tecnologías renovables, almacenamiento con baterías, gestión de la demanda y participación en los mercados puede ayudar a reducir este desacoplamiento. La propia CNMC considera que el diseño regulatorio debería incentivar el almacenamiento, la diversificación de tecnologías renovables y las configuraciones híbridas capaces de trasladar energía desde períodos con mayor producción renovable hacia horas con menor disponibilidad.

Esta tendencia también puede abrir nuevas oportunidades para los proyectos BESS. Las baterías pueden complementar los PPA renovables, optimizar el perfil de compra de electricidad, reducir la exposición a las horas de precios más elevados y, dependiendo de su configuración y de la regulación aplicable, participar simultáneamente en distintos mercados y servicios del sistema.

La red será uno de los factores determinantes
El crecimiento de los centros de datos coincide además con una transformación mucho más amplia de la demanda eléctrica. La electrificación de la industria y el transporte, la producción de hidrógeno renovable, las nuevas viviendas y otros consumos también necesitarán capacidad de conexión.

La propuesta de planificación de la red de transporte con horizonte 2030 refleja esta transformación. En su versión inicial, sometida a audiencia pública en otoño de 2025, contemplaba atender 3,8 GW asociados a centros de procesamiento de datos, dentro de un crecimiento mucho más amplio de las nuevas demandas conectadas a la red. Tras el proceso de alegaciones, el volumen de inversión previsto para la planificación eléctrica supera ya los 17 000 millones de euros, según el MITECO.

La localización de los nuevos centros de datos dependerá de la disponibilidad de terreno, de la conectividad digital y de los recursos hídricos, pero la capacidad real de la red y el tiempo necesario para obtener acceso y conexión serán factores cada vez más determinantes para las decisiones de inversión.

El adelanto electoral introduce incertidumbre regulatoria
A este proceso se añade ahora un elemento de incertidumbre. El Real Decreto 806/2026, de 5 de octubre, disolvió el Congreso y el Senado y convocó elecciones generales para el 29 de noviembre de 2026.

El proyecto de regulación específica de los centros de datos es un Real Decreto y, por tanto, su aprobación definitiva no necesita una votación del Parlamento. Sin embargo, el adelanto electoral reduce el margen temporal disponible y añade incertidumbre sobre cuándo culminarán los trámites pendientes y cuál será finalmente el contenido de la norma. Esta incertidumbre es especialmente relevante para inversiones con horizontes de varias décadas, para las que la estabilidad regulatoria es un elemento esencial.

Al mismo tiempo, la decisión del Consejo de Ministros del 13 de octubre de acelerar la tramitación de los nuevos requisitos técnicos de conexión muestra la voluntad de avanzar en algunos de los cambios regulatorios antes de las elecciones.

Una oportunidad para el sistema eléctrico español
El crecimiento de los centros de datos plantea desafíos importantes, pero no se trata exclusivamente de un problema de incremento del consumo eléctrico. Una nueva demanda estructural puede contribuir a absorber una parte creciente de la generación renovable, favorecer nuevas inversiones y ofrecer señales de largo plazo para tecnologías como la eólica, la fotovoltaica y el almacenamiento. También puede impulsar nuevas soluciones de flexibilidad y una utilización más eficiente de las redes.

Para que esto ocurra será necesario coordinar el crecimiento de la demanda con el desarrollo de generación, almacenamiento y redes. Su aportación al sistema dependerá de que regulación, planificación y señales de mercado permitan transformar ese crecimiento en nuevas inversiones renovables y almacenamiento, en lugar de traducirse en una mayor presión sobre las redes. Ese equilibrio entre digitalización, electrificación y desarrollo renovable será uno de los grandes retos del sistema eléctrico español durante la próxima década.

Previsiones de largo plazo para una nueva demanda: el papel de AleaGreen y AleaStorage
Decidir dónde instalar un centro de datos, qué estructura de PPA firmar, qué combinación de fotovoltaica y eólica contratar o qué tamaño de batería incorporar son decisiones con horizontes de veinte o treinta años. Para tomarlas con garantías es fundamental disponer de previsiones de demanda y de precios de mercados eléctricos robustas, capaces de analizar escenarios de largo plazo y determinar cómo evolucionarán los perfiles horarios, los precios capturados, los spreads y las necesidades de flexibilidad a medida que crezcan la demanda, la generación renovable y el almacenamiento.

En este contexto, AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de largo plazo, proporciona previsiones de precios, demanda y producción renovable con bandas de confianza para la valoración de activos, la estructuración de PPA y la financiación de proyectos de energías renovables. Por su parte, AleaStorage analiza los ingresos y los riesgos de los proyectos de almacenamiento con baterías durante toda su vida útil, incluida su hibridación con generación renovable y con grandes consumidores como los centros de datos.

Karbon-X obtiene margen comercial de 1,88 millones de euros con contratos de combustibles bajos en carbono

Thu, 15 Oct 2026 13:46:32 +0200

Establecimiento rápido de relaciones comerciales, acceso al mercado y capacidades de ejecución en Europa durante el primer trimestre.
Obtención de contratos europeos de combustibles bajos en carbono durante el primer trimestre, que representan aproximadamente 1,88 millones de euros (2,18 millones de dólares) en margen comercial neto.
Obtención de actividad contractual adicional que se extiende más allá del ejercicio fiscal 2027, respaldando el crecimiento continuo en Europa.
Ampliación de las capacidades de originación, negociación y estructuración en combustibles bajos en carbono, materias primas y atributos ambientales asociados.

Karbon-X Corp. (OTCQB:KARX) ("Karbon-X" o la "Compañía"), una empresa global de mercados de carbono y medioambientales, ha anunciado hoy que ha establecido nuevas capacidades comerciales y actividad contractual en los mercados europeos de combustibles bajos en carbono y medioambientales durante el primer trimestre del ejercicio fiscal 2027.

Durante el primer trimestre, Karbon-X consiguió contratos europeos de combustibles bajos en carbono que representan aproximadamente 1,88 millones de euros (2,18 millones de dólares) en margen comercial neto, según las condiciones económicas acordadas para las transacciones.

La Compañía también ha conseguido actividad contractual adicional que se extiende más allá del ejercicio fiscal 2027, respaldando el desarrollo continuo de su negocio europeo.

La agenda de descarbonización de Europa está pasando cada vez más de objetivos políticos generales a marcos normativos específicos para cada sector. La Directiva sobre Energías Renovables de la Unión Europea, junto con otras normativas sectoriales relacionadas, está acelerando la demanda de energía renovable y baja en carbono y favoreciendo mercados cada vez más sofisticados en torno a los combustibles que cumplen los requisitos, las materias primas y los atributos ambientales asociados.

Las actividades europeas de Karbon-X se centran en oportunidades de originación, negociación y estructuración relacionadas con combustibles bajos en carbono y el valor ambiental asociado a su producción, suministro y utilización. Esto incluye la colaboración con productores, propietarios de activos y otros participantes del mercado en soluciones de aprovisionamiento, acuerdos estructurados de compra de producción, liquidez, financiación y acceso al mercado.

"Hemos establecido relaciones comerciales y un acceso significativo al mercado europeo con gran rapidez, al tiempo que hemos demostrado nuestra capacidad para ejecutar operaciones y generar resultados", afirmó Yannick Varidel, operador sénior de Combustibles Bajos en Carbono y Cumplimiento Normativo de Karbon-X. "Nuestro objetivo ahora es aprovechar este impulso inicial mientras desarrollamos oportunidades más amplias en combustibles bajos en carbono y sus atributos ambientales asociados".

A medida que evolucionan los mercados europeos, el valor ambiental asociado a los combustibles y actividades que cumplen los requisitos se mide, valora, negocia, estructura y financia cada vez más. Karbon-X considera que esto constituye una extensión natural de sus capacidades actuales en los mercados medioambientales y una oportunidad para participar en el desarrollo continuo de los mercados europeos de energía y descarbonización.

"Los avances realizados durante nuestro primer trimestre demuestran nuestra capacidad para establecer rápidamente nuevas capacidades comerciales y traducirlas en resultados empresariales tangibles", afirmó Chad Clovis, CEO de Karbon-X. "Europa representa un importante mercado de crecimiento para Karbon-X y vemos oportunidades significativas para seguir desarrollando esta base en los mercados de combustibles bajos en carbono y medioambientales".

Karbon-X tiene previsto continuar su expansión europea mediante un enfoque disciplinado y a largo plazo, desarrollando de forma selectiva oportunidades en combustibles renovables y bajos en carbono, productos medioambientales y mercados de descarbonización específicos de cada sector, donde sus capacidades de originación, negociación, estructuración y acceso al mercado puedan generar valor.

Acerca de Karbon-X Corp.
Karbon-X Corp. (OTCQB:KARX) es una empresa global de mercados de carbono y medioambientales que conecta las soluciones climáticas con su desarrollo a escala comercial. Karbon-X desarrolla, comercializa y lleva al mercado productos y atributos medioambientales en múltiples tipos de proyectos, industrias y regiones geográficas, conectando tecnologías, proyectos y empresas prometedoras con los mercados, compradores y estructuras comerciales necesarios para crecer y ampliar su escala.

Al ayudar a que más soluciones lleguen al mercado y crezcan conjuntamente, Karbon-X permite generar un impacto climático que ninguna solución podría alcanzar por sí sola.

Para más información, visitar www.karbon-x.com.

Declaraciones prospectivas
Esta nota de prensa contiene declaraciones prospectivas, incluidas declaraciones relativas al desarrollo y la expansión continuos de las actividades de Karbon-X Corp. en los mercados europeos de combustibles bajos en carbono y medioambientales; la ejecución y liquidación de las actividades contratadas; el desarrollo de nuevas relaciones y capacidades comerciales; la expansión en combustibles renovables y bajos en carbono, productos medioambientales y mercados de descarbonización específicos de cada sector; la estrategia empresarial y las oportunidades de crecimiento futuro.

Las declaraciones prospectivas se basan en las expectativas actuales y están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían provocar que los resultados reales difieran sustancialmente de los expresados o implícitos, incluidos los riesgos relacionados con la ejecución contractual, la liquidación de operaciones, el cumplimiento de las obligaciones por parte de las contrapartes y los cambios en las condiciones del mercado o en el entorno normativo. Los inversores deben consultar los riesgos e incertidumbres descritos en los documentos presentados por la Compañía ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC).

Karbon-X no asume ninguna obligación de actualizar las declaraciones prospectivas, salvo cuando así lo exija la legislación.

AleaSoft: De instalar renovables a saber gestionarlas: la próxima transformación del mercado eléctrico

Wed, 14 Oct 2026 16:10:27 +0200

Un mercado irreconocible en apenas una generación
El mercado eléctrico español actual tiene poco que ver con el de finales de los años noventa. Cuando AleaSoft Energy Forecasting inició su actividad, el 8 de octubre de 1999, el mercado liberalizado español apenas llevaba dos años funcionando. La generación estaba mucho más concentrada en grandes instalaciones convencionales, las energías renovables tenían todavía una presencia reducida y el mercado funcionaba con una resolución horaria.

Veintisiete años después, la transformación es profunda. La energía eólica y, posteriormente, la energía fotovoltaica han cambiado el mix de generación, han aparecido nuevos participantes y modelos de negocio y las decisiones se toman en un entorno cada vez más interconectado y complejo. Según Red Eléctrica, a finales de 2025 el sistema eléctrico español contaba con 142,5 GW de potencia instalada, tras incorporar 10 GW de nueva potencia renovable durante el año, de los cuales 8,8 GW correspondieron a fotovoltaica. Considerando también las instalaciones de autoconsumo, la potencia instalada alcanzó 150,8 GW, de los cuales el 68,9% correspondió a generación renovable.

Un año de mercado cuartohorario
El 1 de octubre de 2025 el mercado diario europeo pasó de una resolución horaria a una resolución de 15 minutos, con la primera sesión de negociación celebrada el 30 de septiembre. Un año después, este cambio técnico resume buena parte de la evolución que está experimentando el sistema eléctrico. El momento exacto en el que se genera, consume, compra, vende o almacena electricidad tiene cada vez más importancia.

Una mayor granularidad permite representar mejor las variaciones de la producción renovable y de la demanda eléctrica y ofrece a los agentes más posibilidades para ajustar sus posiciones. Pero también aumenta la necesidad de disponer de buenas previsiones y capacidad de reacción. Para productores renovables, comercializadoras, traders, representantes, agregadores, centros de control y gestores de baterías, diferencias de pocos minutos en la producción, la demanda o los precios pueden acabar condicionando las decisiones operativas.

El avance hacia mercados cada vez más próximos al tiempo real va, por tanto, más allá de la resolución temporal. Forma parte de una transformación más amplia del sistema eléctrico.

De instalar renovables a integrarlas
Durante buena parte de las últimas décadas, uno de los principales objetivos de la transición energética fue aumentar la capacidad renovable. Ese proceso todavía debe continuar, pero el crecimiento de la eólica y, especialmente, de la fotovoltaica está cambiando la naturaleza del reto.

La abundancia de generación solar durante determinadas horas presiona los precios a la baja precisamente cuando estas instalaciones producen más. Los precios capturados, la canibalización, las horas con precios cero o negativos y los vertidos renovables han pasado a ocupar un lugar central en el análisis de los proyectos.

En 2025, las energías renovables generaron el 55,5% de la electricidad en España y su participación alcanzó el 56,6% al incluir la aportación estimada del autoconsumo. A medida que este porcentaje aumente, añadir nueva capacidad de generación deberá ir acompañado de una mayor capacidad para decidir cuándo se consume y cuándo se entrega esa electricidad al sistema. Ahí comienza la siguiente etapa.

El almacenamiento cambiará el valor del tiempo
Las baterías están llamadas a desempeñar un papel fundamental porque permiten desacoplar, al menos parcialmente, el momento de generación del momento de consumo. Una instalación fotovoltaica sin almacenamiento depende en gran medida del precio de las horas solares. Con una batería, parte de esa producción puede desplazarse hacia otras horas, participar en distintos mercados y contribuir a prestar servicios al sistema.

Por eso, el valor de un proyecto de almacenamiento de energía no puede analizarse observando únicamente los precios medios de la electricidad. Importan los spreads entre períodos, la volatilidad del mercado intradiario, los servicios de ajuste, los mecanismos de capacidad y la evolución que tendrán todas estas fuentes de ingresos a lo largo de la vida del activo.

España cerró 2025 con 3427 MW de potencia de almacenamiento y, según Red Eléctrica, estos sistemas permitieron integrar 9213 GWh durante el año, un 6,2% más que en 2024. Paralelamente, siguen avanzando numerosos proyectos de baterías, instalaciones hibridadas y bombeo.

El reto consiste en valorar proyectos cuyos ingresos dependerán precisamente de un mercado que también cambiará como consecuencia del despliegue masivo de almacenamiento. Cuantas más baterías participen en el arbitraje y en determinados servicios, mayor será su influencia sobre los propios spreads y oportunidades que sustentan sus ingresos.

La demanda también tendrá que ser flexible
La flexibilidad no llegará únicamente desde la generación y el almacenamiento. La electrificación de la industria, los vehículos eléctricos, las bombas de calor, el autoconsumo, los centros de datos y otros nuevos consumos incrementarán la demanda de electricidad durante los próximos años. Pero tan importante como cuánto crezca será cuándo se produzca ese consumo.

Un sistema con abundante producción renovable necesitará señales que favorezcan el desplazamiento de una parte de la demanda hacia los momentos de mayor disponibilidad de electricidad. La demanda dejará así de ser progresivamente una variable que el sistema simplemente debe satisfacer para convertirse también en un recurso que puede gestionarse.

Para los grandes consumidores, esta evolución abre oportunidades, pero también añade complejidad. La estrategia de suministro deberá combinar mercado, contratos a plazo, PPA y otros instrumentos de cobertura con posibilidades de autoconsumo, almacenamiento y flexibilidad.

Las redes, condición para integrar la nueva generación y la nueva demanda
Generar, almacenar y consumir electricidad en los momentos adecuados no será suficiente si la red no permite conectarlos. El despliegue de nueva generación, baterías y demanda eléctrica está aumentando el valor estratégico de la capacidad de acceso y conexión. En los próximos años, la ubicación de los proyectos tendrá una importancia creciente.

Para una instalación renovable existente, su valor futuro dependerá de la electricidad que produzca y también de las posibilidades de repotenciación, hibridación con baterías y utilización de su punto de conexión. Al mismo tiempo, los nuevos grandes consumos necesitarán localizarse donde exista capacidad disponible o donde las redes eléctricas puedan reforzarse. La planificación de generación, almacenamiento, demanda y redes tendrá que ser, por tanto, cada vez más coordinada.

Prever será más difícil y más necesario
Paradójicamente, cuanto más flexible sea el sistema, más difícil será anticipar su comportamiento. Hace 27 años, las principales variables que explicaban los precios eran relativamente pocas. Hoy es necesario tener en cuenta la evolución del mix de generación, los combustibles, el CO2, las interconexiones, el almacenamiento, el autoconsumo, los nuevos consumos, la flexibilidad de la demanda y los cambios regulatorios, entre muchos otros factores.

Además, cada decisión tiene su horizonte. Un centro de control necesita anticipar las próximas horas, un trader los movimientos de los siguientes días o meses, mientras que un desarrollador, un banco o un fondo de inversión necesitan evaluar qué puede ocurrir durante décadas.

La Inteligencia Artificial ofrece nuevas posibilidades para procesar datos, automatizar análisis y mejorar la toma de decisiones. AleaSoft Energy Forecasting nació precisamente en 1999 aplicando Inteligencia Artificial, estadística y econometría a las previsiones de energía. Pero la evolución tecnológica no reduce la necesidad de conocimiento del mercado. Cuanto mayor sea la cantidad de información disponible y más complejas sean las interacciones entre las distintas tecnologías, mayor será la importancia de entender las relaciones que explican el comportamiento del sistema.

La próxima transformación será la flexibilidad
Los últimos 27 años permiten ver hasta qué punto puede transformarse un mercado en apenas una generación. Primero llegaron la liberalización y la integración progresiva de los mercados eléctricos europeos. Después, el gran despliegue de las energías renovables. Ahora empieza una etapa distinta.

Las baterías desplazarán energía entre períodos. La demanda responderá cada vez más a las condiciones del mercado. Las redes deberán integrar nueva generación y nuevos consumos. La electrificación impulsará la demanda y los mercados continuarán acercándose al tiempo real.

En este escenario, el valor de la electricidad dependerá cada vez menos de cuánta energía se produce y cada vez más de cuándo se produce, cuándo se consume, cuánto puede almacenarse y cómo se gestiona. Después de casi tres décadas transformando la forma de producir electricidad, el siguiente gran reto del sector eléctrico es construir un sistema capaz de gestionar eficientemente su abundancia renovable.

Previsiones para gestionar un sistema más flexible
Gestionar este sistema exige previsiones coherentes en todos los horizontes temporales, desde los próximos cuartos de hora hasta las próximas décadas, elaboradas con una sola metodología. La metodología desarrollada por AleaSoft, con 27 años de experiencia en el sector, combina Inteligencia Artificial, series temporales y modelos estadísticos trabajando juntos, no como tecnologías aisladas.

AleaSoft Energy Forecasting proporciona servicios de previsiones de los mercados de energía de corto, medio y largo plazo. La división AleaBlue de AleaSoft Energy Forecasting elabora previsiones de precios de mercados eléctricos, de producción renovable y de demanda a corto y medio plazo para la operación, el trading y las estrategias de compra, venta y cobertura. La división AleaGreen ofrece previsiones de largo plazo con bandas de confianza y precios capturados para la valoración de activos, los PPA y la financiación de proyectos de energías renovables. Por su parte, AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento de energía, analiza los ingresos y los riesgos de las baterías stand-alone y de los proyectos de hibridación durante toda su vida útil.

La capacidad eléctrica redefine el mapa de inversión de los centros de datos en España

Wed, 14 Oct 2026 14:42:28 +0200

España afronta un nuevo escenario para la inversión en centros de datos. La disponibilidad real de capacidad eléctrica, las condiciones de acceso y conexión a la red y el coste de las infraestructuras necesarias para hacer efectiva esa conexión se han convertido en factores decisivos para determinar la viabilidad de nuevas inversiones.

A este escenario se suma el proyecto de real decreto sometido a audiencia pública por el Gobierno, actualmente en fase de tramitación, que plantea condicionar el otorgamiento y mantenimiento de los permisos de acceso y conexión a la red eléctrica al cumplimiento de determinados requisitos de sostenibilidad energética e hídrica y de soberanía digital.

Entre otras medidas, la propuesta establece que los centros de datos incluidos en su ámbito, aquellos cuya potencia de acceso sea igual o superior a 1 MW, deberán respaldar, hora a hora, al menos el 80% de su consumo eléctrico con nueva generación renovable, hasta que la generación renovable supere el 90% del mix eléctrico. También incorpora nuevas exigencias en materia de eficiencia energética e hídrica.

El impacto de estas medidas dependerá tanto de las características de cada instalación como de la situación en la que se encuentre el proyecto. Para aquellos que todavía no hayan obtenido los permisos de acceso y conexión, las nuevas exigencias deberán incorporarse al diseño y a la evaluación económica de la inversión. Para los proyectos que ya disponen de permisos y han comprometido inversiones, pero todavía no se han conectado, el escenario puede resultar más complejo.

Según Javier García, socio de GTA Villamagna, "la proximidad a una subestación o la capacidad publicada para un nudo no deben confundirse con la obtención de los permisos de acceso y de conexión para la potencia que necesita el centro. El principal riesgo jurídico es comprometer la adquisición del suelo, la construcción o la financiación antes de obtener los permisos necesarios o sin haber comprobado las condiciones para hacer efectiva la conexión".

La capacidad eléctrica, un factor decisivo desde la elección del emplazamiento
La disponibilidad de capacidad eléctrica condiciona el proyecto desde sus primeras fases. Un terreno puede reunir las condiciones urbanísticas y medioambientales necesarias y, sin embargo, no disponer de suficiente capacidad de demanda en el punto de conexión previsto o depender de refuerzos de la red cuyo coste comprometa su viabilidad económica.

Incluso cuando los permisos ya se han concedido, resulta necesario analizar sus condiciones, los plazos para mantenerlos y las obras de red pendientes. El coste de las infraestructuras necesarias para materializar la conexión puede modificar de forma significativa la rentabilidad inicialmente prevista.

A ello se suma el impacto potencial de las nuevas exigencias energéticas. Los centros de datos funcionan de forma continua, mientras que la producción solar y eólica es variable. Para acreditar una cobertura renovable hora a hora podrían resultar necesarias distintas tecnologías de generación, una mayor capacidad contratada o sistemas de almacenamiento, soluciones que pueden elevar el coste del suministro y afectar a la viabilidad económica de determinados proyectos.

Agua, urbanismo y medio ambiente: factores clave para la viabilidad de los proyectos
Más allá de la disponibilidad eléctrica, la viabilidad de un centro de datos depende también de factores hídricos, urbanísticos y ambientales que pueden condicionar tanto su ubicación como su desarrollo. En materia de agua, es fundamental comprobar su disponibilidad y las condiciones legales para utilizarla, ya sea a través de la red municipal o mediante captaciones directas, así como cumplir con los requisitos relativos a los vertidos. A ello se suman las nuevas exigencias de eficiencia energética e hídrica que plantea el proyecto de real decreto.

Desde GTA Villamagna señalan que, antes de comprometer una inversión, resulta necesario verificar que el planeamiento urbanístico permite implantar la instalación, obtener las licencias municipales y autorizaciones ambientales correspondientes y asegurar los derechos sobre todos los terrenos necesarios para su ejecución, incluidos los destinados a accesos e infraestructuras de conexión. La falta de cualquiera de estos requisitos puede comprometer la viabilidad del proyecto o retrasar significativamente su puesta en marcha.

Los proyectos ya en marcha, ante un nuevo escenario
La propuesta normativa también puede afectar a proyectos que se encuentran actualmente en desarrollo. Las solicitudes de permisos de acceso y conexión que continúen pendientes cuando entre en vigor la norma quedarían sujetas a los nuevos requisitos. Según el texto sometido a audiencia pública, sus promotores dispondrían de tres meses para acreditarlos.

La situación es especialmente relevante para los proyectos que ya hayan obtenido los permisos, pero todavía no estén conectados a la red. El proyecto prevé un plazo de seis meses para acreditar el cumplimiento de los nuevos requisitos. De no hacerlo, los permisos caducarían y se ejecutarían las garantías depositadas, aunque el texto contempla la posibilidad de renunciar a los permisos dentro de ese mismo plazo sin ejecución de las garantías.

Este régimen puede obligar a promotores que ya hayan comprometido inversiones a valorar la adaptación del proyecto y sus consecuencias sobre los contratos, los calendarios y la rentabilidad prevista. En todo caso, estas condiciones dependerán del contenido definitivo de una norma que todavía se encuentra en tramitación.

Una revisión legal más exigente para los inversores
En este contexto, la revisión jurídica previa a desarrollar, financiar o adquirir un centro de datos adquiere una especial relevancia. Por ello, en la revisión legal se deberá comprobar la potencia y las condiciones de los permisos de acceso y conexión, las obras necesarias para hacer efectiva la conexión y su coste, la compatibilidad urbanística, los títulos ambientales y municipales, los derechos sobre los terrenos y la disponibilidad jurídica del agua.

También será necesario determinar en qué situación se encuentra el proyecto respecto a la nueva regulación y analizar si su diseño y sus contratos de suministro permitirán acreditar las exigencias previstas y cuál sería el coste de una eventual adaptación.

"La regulación puede contribuir a ordenar el sector y favorecer los proyectos más sólidos, pero su eficacia dependerá de que ofrezca seguridad jurídica y no introduzca barreras que terminen desplazando inversiones viables hacia otros países de la Unión Europea", señala el socio de GTA Villamagna.

AleaSoft: el repunte del gas no impidió la bajada de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos en la segunda semana de octubre

Tue, 13 Oct 2026 16:42:26 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 5 de octubre, la producción solar fotovoltaica aumentó en España, Portugal y Francia respecto a la semana anterior. España registró el mayor incremento, del 16 %, tras el descenso de la semana anterior. En Portugal, la producción subió un 0,6 % tras tres semanas consecutivas de descensos, mientras que en Francia aumentó un 0,4 % y revirtió la caída de la semana anterior. En cambio, Italia registró el mayor descenso, del 32 %, seguida de Alemania, con una caída del 20 %. Ambos mercados encadenaron su segunda semana consecutiva de descensos.

Durante la semana, Alemania, Francia y España alcanzaron récords de producción solar fotovoltaica para un día de octubre. El 5 de octubre, Alemania registró 297 GWh y Francia, 126 GWh. España alcanzó los 184 GWh el 10 de octubre.

Para la semana del 12 de octubre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a aumentos de la producción en los mercados alemán, español e italiano.

En la semana del 5 de octubre, la producción eólica aumentó en Italia, Alemania y Francia respecto a la semana anterior. Italia registró el mayor incremento, del 167 %, tras el descenso de la semana anterior. En Alemania, la producción subió un 136 % tras dos semanas consecutivas de descensos. Francia registró un aumento del 46 % y encadenó su segunda semana consecutiva de crecimiento. En cambio, la producción eólica disminuyó en Portugal y España. Portugal registró la mayor caída, del 17 %, mientras que en España la producción bajó un 13 %. Ambos mercados revirtieron así los aumentos de la semana anterior.

Para la semana del 12 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento de la producción en el mercado italiano. En cambio, la producción eólica disminuirá en los mercados alemán, francés, portugués y español.

Demanda eléctrica
En la semana del 5 de octubre, la demanda eléctrica aumentó en Gran Bretaña, Francia, Bélgica y Alemania respecto a la semana anterior. Gran Bretaña registró el mayor incremento, del 4,9 %, tras el descenso de la semana anterior. En Francia, Bélgica y Alemania, la demanda aumentó un 1,7 %, un 0,9 % y un 0,4 %, respectivamente, y los tres mercados encadenaron su segunda semana consecutiva de aumentos.

En cambio, la demanda disminuyó en España, Portugal e Italia. España registró el mayor descenso, del 6,5 %. En Portugal, la demanda cayó un 6,4 %, favorecida por el festivo nacional del 5 de octubre, Día de la Implantación de la República. En Italia, la demanda bajó un 1,6 %. España e Italia encadenaron su quinta semana consecutiva de descensos, mientras que Portugal acumuló su segunda semana a la baja.

Durante la semana, las temperaturas medias descendieron en todos los mercados analizados respecto a la semana anterior. Francia registró la mayor bajada, de 3,8°C, seguida de España, con 2,7°C, y Portugal, con 2,3°C. En Gran Bretaña, Alemania y Bélgica, los descensos de las temperaturas oscilaron entre los 2,1°C de Gran Bretaña y los 1,9°C de Bélgica. Italia registró el menor descenso, de 1,0°C.

Para la semana del 12 de octubre, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados portugués, británico, alemán y francés. Por el contrario, la demanda disminuirá en los mercados italiano, español y belga. En España, el descenso previsto coincide con el festivo nacional del 12 de octubre, Fiesta Nacional de España.

Mercados eléctricos europeos
Los precios promedio semanales de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron en la semana del 5 de octubre respecto a la semana anterior. El mercado nórdico registró el mayor descenso, del 38 %. Le siguieron el mercado francés, con una caída del 27 %, y el alemán, con un 24 %. Los precios también bajaron un 23 % en Bélgica, un 22 % en los Países Bajos y un 16 % en el Reino Unido. Los mercados español y portugués registraron los menores descensos, del 8,1 % y el 7,8 %, respectivamente. En cambio, el mercado italiano registró una subida del 7,8 %.

El mercado italiano registró de nuevo el mayor promedio semanal, de 216,72 €/MWh, mientras que el mercado nórdico presentó el menor, de 62,50 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios promedio semanales estuvieron entre los 131,60 €/MWh de Francia y los 153,59 €/MWh de Portugal.

Por lo que respecta a los precios diarios, la mayoría de los mercados registraron sus precios más altos de la semana el martes 6 de octubre. Ese día, el mercado italiano alcanzó 233,27 €/MWh, el precio diario más alto de la semana entre los mercados analizados. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, fue el precio más elevado de este mercado desde el 23 de diciembre de 2022. Además, los precios del mercado italiano se mantuvieron por encima de 210 €/MWh de lunes a sábado. El mismo día, los mercados portugués y español registraron 206,68 €/MWh y 201,99 €/MWh, respectivamente, sus precios más altos desde el 6 de diciembre de 2022. El 6 de octubre, los mercados belga, neerlandés, alemán, francés y británico también alcanzaron sus máximos semanales, entre los 201,01 €/MWh del Reino Unido y los 204,71 €/MWh de Bélgica. El mercado nórdico registró su precio más alto de la semana, de 120,19 €/MWh, el jueves 8 de octubre.

Por otra parte, el mercado nórdico registró el precio más bajo de la semana entre los mercados analizados, de 24,84 €/MWh, el martes 6 de octubre. Los mercados español y portugués registraron su mínimo semanal, de 106,90 €/MWh en ambos casos, el jueves 8 de octubre. El sábado 10 de octubre, los mercados británico, neerlandés, alemán, francés y belga registraron sus precios más bajos de la semana, entre los 45,82 €/MWh del Reino Unido y los 52,13 €/MWh de Bélgica. El mercado italiano registró su mínimo semanal, de 182,31 €/MWh, el domingo 11 de octubre.

El aumento de la producción eólica en mercados como Alemania y Francia favoreció el descenso de los precios en la mayoría de los mercados, pese a la subida de los precios del gas. En la península ibérica, el descenso de la demanda y el aumento de la producción solar contribuyeron a la bajada de los precios. En cambio, el aumento de los precios del gas y la caída de la producción solar en Italia favorecieron la subida de los precios en este mercado.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 12 de octubre los precios subirán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. En cambio, los precios bajarán en los mercados español e italiano.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron el lunes 5 de octubre un precio de cierre de 100,32 $/bbl, un 1,9 % inferior al del viernes anterior. El 7 de octubre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 100,20 $/bbl. El jueves 8 de octubre, los precios subieron un 4,1 % respecto al día anterior, superando los 104 $/bbl. El viernes 9 de octubre, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 104,72 $/bbl, un 2,4 % superior al del viernes anterior. El lunes 12 de octubre, el incremento de precios continuó, alcanzando un precio de cierre de 106,65 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 16 de septiembre.

El aumento de los ataques y las amenazas contra el tráfico marítimo en el estrecho de Ormuz incrementó las preocupaciones sobre el suministro e impulsó la subida de los precios el 8 de octubre. A ello se sumaron las interrupciones de producción en el golfo de México por el huracán Isaias, que el viernes obligaron a paralizar más del 70 % de la producción de petróleo de la zona. Ese día, las declaraciones del presidente de Estados Unidos sobre el avance de las conversaciones con Irán moderaron temporalmente las preocupaciones sobre el suministro, aunque los precios acabaron subiendo por el impacto del huracán.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 5 de octubre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 73,51 €/MWh, un 1,7 % inferior al del viernes anterior. Posteriormente, los precios aumentaron en todas las sesiones de la semana. El viernes 9 de octubre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 81,43 €/MWh, un 8,9 % superior al del viernes anterior. El lunes 12 de octubre los precios continuaron subiendo. El precio de cierre fue de 84,35 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 23 de diciembre de 2022.

Las reservas de gas de la Unión Europea se mantuvieron en niveles bajos para esta época del año. Este bajo nivel de reservas, el descenso de las temperaturas y la tensión en el estrecho de Ormuz, que sigue limitando los envíos de GNL desde Oriente Medio, favorecieron la subida de los precios de los futuros de gas TTF.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, el lunes 5 de octubre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 83,87 €/t. Este precio fue un 0,6 % inferior al del viernes anterior y el más bajo desde el 4 de septiembre. Posteriormente, los precios subieron en todas las sesiones de la semana. El viernes 9 de octubre alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 86,95 €/t, un 3,0 % superior al del viernes anterior. El lunes 12 de octubre el precio de cierre fue todavía mayor, de 88,33 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 28 de enero.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 15 de octubre, AleaSoft Energy Forecasting celebrará la edición número 70 de su serie de webinars mensuales. El webinar de octubre contará con la participación de Deloitte por séptimo año consecutivo. Los ponentes compartirán su visión sobre la financiación de proyectos de energías renovables y almacenamiento en el escenario actual de los mercados de energía. La sesión analizará la evolución reciente de los principales mercados de energía europeos y sus perspectivas para el invierno 2026-2027, con especial atención a los elevados precios del gas y a las señales que muestran los mercados de futuros de electricidad para los próximos meses. El webinar también abordará las perspectivas de las baterías y la hibridación, su papel en el desarrollo de nuevos proyectos y los principales retos y oportunidades asociados a estas tecnologías. Además, analizará el papel de las previsiones en los procesos de financiación, las auditorías y la valoración de carteras. Los ponentes serán Álvaro Antón Azcoiti, Director, Corporate Finance Energy en Deloitte; Álvaro Osés Lainez, Manager, Treasury Advisory en Deloitte, y Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft. Todos ellos participarán también en la mesa de análisis, que tendrá lugar en el webinar en español. En el webinar en español, Antonio Delgado Rigal, fundador y CEO de AleaSoft, moderará la sesión y la mesa de análisis.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.