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

AleaSoft: el gas y el Brent limitaron la bajada de los precios en los mercados europeos en el Q2 de 2026

Fri, 03 Jul 2026 15:48:24 +0200

En el segundo trimestre de 2026, el precio promedio trimestral superó los 90 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron Francia, España, Portugal y el mercado nórdico, que registraron promedios inferiores a ese umbral.

El mercado italiano registró el precio promedio trimestral más elevado, de 123,73 €/MWh, mientras que el mercado francés presentó el promedio más bajo, de 52,69 €/MWh.

Respecto al primer trimestre de 2026, los precios descendieron en la mayoría de los mercados analizados. Las excepciones fueron Portugal, España y Gran Bretaña, donde los precios subieron. En términos interanuales, los precios aumentaron en todos los principales mercados eléctricos europeos. Además, el mercado británico alcanzó su precio promedio trimestral más alto desde el segundo trimestre de 2025.

La producción solar fotovoltaica aumentó en todos los principales mercados eléctricos europeos, tanto en términos interanuales como respecto al primer trimestre de 2026. Alemania, España, Italia y Francia alcanzaron récords históricos trimestrales de generación fotovoltaica, mientras que Portugal registró su mayor producción para un segundo trimestre.

La producción eólica cayó respecto al primer trimestre de 2026 en todos los principales mercados eléctricos europeos. En términos interanuales, solo aumentó en Italia, donde alcanzó su mayor valor registrado para un segundo trimestre. En cambio, Alemania, Francia, España y Portugal registraron niveles bajos en comparación con segundos trimestres anteriores.

La demanda eléctrica aumentó en todos los mercados analizados respecto al segundo trimestre de 2025. Sin embargo, en comparación con el primer trimestre de 2026, la demanda cayó en todos los mercados, en línea con la transición estacional del invierno a la primavera. Portugal alcanzó su mayor demanda eléctrica para un segundo trimestre.

Los futuros de gas TTF para el Front-Month en el mercado ICE registraron un promedio trimestral de 45,71 €/MWh, el más alto desde el segundo trimestre de 2025. Este valor fue superior tanto al del trimestre anterior como al del mismo trimestre de 2025.

Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE alcanzaron un promedio trimestral de 96,68 $/bbl, el más alto desde el cuarto trimestre de 2022. Las tensiones en Oriente Medio impulsaron los precios respecto al trimestre anterior y en términos interanuales.

Los futuros de derechos de emisión de CO₂ para diciembre de 2026 en el mercado EEX registraron un promedio trimestral de 76,47 €/t. Este valor fue inferior al del primer trimestre de 2026, pero superior al del segundo trimestre de 2025.

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

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 9 de julio tendrá lugar la edición número 68 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting. Este webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, la situación actual y las perspectivas de los PPA, la financiación de proyectos de energías renovables y almacenamiento, así como las perspectivas del almacenamiento de energía y las oportunidades de hibridación con energías renovables y autoconsumo. En la mesa de análisis del webinar en español, participarán Pedro González, director general de AEGE, y Roger Font, Managing Director Project Finance Energy en Banco Sabadell.

Aleasoft: la solar fotovoltaica batió récords en Europa en junio, mientras subían los precios

Fri, 03 Jul 2026 12:32:26 +0200

En junio de 2026, los precios promedio mensuales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Cinco mercados superaron los 100 €/MWh. El mercado italiano registró el precio más alto, con 132,50 €/MWh, seguido de los mercados británico, belga, neerlandés y alemán. En cambio, los mercados ibéricos, el francés y el nórdico registraron promedios inferiores a 71 €/MWh.

En comparación con mayo de 2026, los precios subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Los mercados portugués y español registraron los mayores incrementos porcentuales, del 30% y el 28%, respectivamente.

Respecto a junio de 2025, los precios también aumentaron en la mayoría de los mercados. En cambio, los mercados ibéricos registraron descensos interanuales, favorecidos por una mayor aportación renovable.

La producción solar fotovoltaica aumentó respecto al mismo mes de 2025 en los principales mercados eléctricos europeos. España registró el mayor crecimiento, seguida de Francia y Portugal. En comparación con mayo de 2026, la producción solar fotovoltaica también creció en todos los mercados analizados.

Los principales mercados eléctricos europeos batieron sus máximos históricos de producción solar fotovoltaica en junio. Alemania lideró la generación mensual, seguida de España, Italia, Francia y Portugal.

La producción eólica aumentó en términos interanuales en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos analizados. Portugal registró el mayor incremento, seguido de España y Francia. En cambio, la producción eólica descendió en Alemania e Italia. Francia y Portugal alcanzaron récords históricos de producción eólica para un mes de junio. Alemania registró su segunda producción mensual más alta para un mes de junio.

La demanda eléctrica aumentó en términos interanuales en todos los principales mercados europeos analizados. El mercado belga registró el mayor incremento, mientras que el mercado español presentó el menor aumento. En comparación con mayo de 2026, la demanda aumentó en la mayoría de los mercados, con Italia y España a la cabeza.

Los futuros de gas TTF para el Front‑Month en el mercado ICE registraron un promedio de 44,94 €/MWh en junio. Este precio fue el más bajo desde marzo y se situó por debajo del promedio de mayo. Sin embargo, superó el promedio de junio de 2025. Una mayor disponibilidad de suministro y la moderación de las tensiones geopolíticas favorecieron el descenso respecto al mes anterior.

Los futuros de derechos de emisión de CO₂ en el mercado EEX para diciembre de 2026 alcanzaron un promedio de 79,06 €/t en junio, el más alto desde febrero. Este valor superó tanto el promedio de mayo de 2026 como el de junio de 2025, y contribuyó a la subida de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos continentales.

Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron un precio promedio de 84,43 $/bbl en junio, el más bajo desde marzo. Este promedio fue inferior al de mayo, aunque superó el promedio de junio de 2025. Los avances en las negociaciones diplomáticas entre Estados Unidos e Irán, las perspectivas de mayor suministro y las expectativas de desaceleración de la demanda global presionaron los precios a la baja.

Para conocer en detalle la evolución de los mercados de energía europeos durante junio 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, los servicios de la división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting permiten optimizar los ingresos, el dimensionamiento y la rentabilidad de los sistemas de almacenamiento. Las soluciones de la división AleaStorage incluyen informes de estimación de ingresos de largo plazo para diferentes configuraciones de proyectos de almacenamiento de energía, tanto para sistemas híbridos de energía solar fotovoltaica con baterías como instalaciones stand-alone. El análisis compara distintas duraciones y modos de operación, e incluye previsiones de ingresos por arbitraje en los mercados diario e intradiarios, servicios de ajuste y mercado de capacidad.

Intersolar 2026: Sungrow presenta soluciones energéticas de última generación

Wed, 01 Jul 2026 10:00:34 +0200

Sungrow, proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (ESS), hace balance de una exitosa edición de Intersolar Europe 2026, celebrada del 23 al 25 de junio en Múnich. Además de presentar sus últimas innovaciones en energía solar, almacenamiento, recarga de vehículos eléctricos e hidrógeno verde, la empresa cerró varios nuevos acuerdos de colaboración con empresas de Utility y del sector comercial e industrial (C&I). Además, su sistema de almacenamiento de energía para Utility (BESS) PowerTitan 3.0, con capacidad de grid-forming, ganó el premio «smarter E Award» en la categoría de almacenamiento de energía. Cuenta con un bloque de AC integrado, capacidades de grid-forming y blackstart, y se implantará en proyectos europeos a partir del próximo año.

Shawn Shi, presidente de Sungrow Europa, comentó: "Intersolar Europe 2026 ha supuesto un hito importante para Sungrow, que refleja tanto el fuerte impulso de la transición energética en Europa como la confianza que nuestros socios depositan en nuestras soluciones. Estamos orgullosos de seguir apoyando a nuestros clientes y socios en la construcción de un futuro energético más sostenible y resiliente".

Stand de Intersolar: impulsando la innovación con lanzamientos de última generación

Entre los aspectos más destacados se encontraban las siguientes soluciones energéticas integrales, diseñadas para acelerar la transición hacia un futuro energético más sostenible y resiliente:

PowerHarbor: Sistema de almacenamiento de energía (ESS) residencial "All-in-One"(10~30kW/6~60kWh)

Un sistema, tres novedades en el sector: entre ellas se incluyen el primer módulo de batería apilable de 10 kWh del sector; iHomeManager Mini, la primera solución de gestión energética compacta basada en IA que permite un control diario sencillo; y EnergyBridge, una solución de backup compacta que garantiza un suministro eléctrico ininterrumpido al tiempo que simplifica la instalación y reduce los costes.

Inversor string de alta potencia SG125CX-P3

Responde a las demandas actuales con una alta eficiencia energética, protección activa a nivel de sistema y herramientas inteligentes de operación y mantenimiento. Entre otras cosas, alcanza una eficiencia del 98,5 %, admite una corriente de entrada 2 en 1 de 40 A para módulos de alta potencia y la localización de fallos de aislamiento a nivel de módulo reduce el tiempo de inspección y mantenimiento hasta en un 95 %.

Inversor string SG510HX y solución llave en mano de media tensión

Estas soluciones aportan innovación a nivel de sistema a lo largo de todo el ciclo de vida de las plantas fotovoltaicas. Mejoran la rentabilidad, reduciendo significativamente los plazos de puesta en marcha (COD), y refuerzan la seguridad gracias a la protección coordinada entre el inversor y el sistema de media tensión, al tiempo que permiten un rendimiento avanzado de grid-forming con un soporte de inercia flexible de menos de 5 ms y una respuesta en milisegundos.

Rediseño de su aplicación iSolarCloud

Sungrow ha presentado su «Energy Cockpit», personalizable y centrado en el usuario, para la aplicación iSolarCloud. Gracias a algoritmos basados en inteligencia artificial, convierte datos complejos en información intuitiva y útil. En combinación con un nuevo sistema de sostenibilidad gamificado, la aplicación se transforma en un compañero inteligente y atractivo para la gestión energética.

Llevando la recarga de vehículos eléctricos al siguiente nivel
Sungrow Charging presentó en su stand del evento asociado Power2Drive las soluciones avanzadas e integradas de recarga comercial e industrial y de recarga en destino ChargePower One e IDC80E. ChargePower One integra un sistema de almacenamiento de energía (ESS), recarga de vehículos eléctricos, un sistema de gestión de energía (EMS), un sistema de control de potencia (PCS) y una caja de distribución eléctrica en una única plataforma acoplada en AC, lo que permite su implantación en tan solo 7 días, reduce el CAPEX y admite la optimización inteligente y la integración con redes de energía virtual (VPP). El IDC80E es un cargador de corriente continua (DC) diseñado para la recarga en destino, que permite una puesta en marcha en un solo día, ofrece una alta fiabilidad y un rendimiento escalable a largo plazo.

La creciente presencia de Sungrow en Europa
Durante más de 19 años, Sungrow ha seguido ampliando su presencia en toda Europa a través de redes de venta, asistencia técnica y servicios posventa locales. En la actualidad, la empresa cuenta con más de 900 empleados, más de 25 oficinas locales, dos equipos de I+D y tres Centros de Formación y Competencia Tecnológica en toda la región, lo que refuerza aún más su compromiso a largo plazo de apoyar la transición hacia la energía limpia en Europa con una fábrica en Polonia que entrará en funcionamiento a partir del primer trimestre de 2027.

Acerca de Sungrow
Sungrow, líder mundial en tecnología de energías renovables, lleva más de 29 años siendo pionera en soluciones energéticas sostenibles. En diciembre de 2025, Sungrow había instalado más de 1000 GW de convertidores electrónicos de potencia en todo el mundo. La empresa está reconocida como la empresa de inversores fotovoltaicos y almacenamiento de energía más bancable del mundo (BloombergNEF). Sus innovaciones impulsan proyectos de energía limpia en todo el mundo, con el respaldo de una red de 520 puntos de servicio que garantizan una excelente experiencia al cliente."En Sungrow, nos comporometemos a tender puentes hacia un futuro sostenible a través de tecnología de vanguardia y un servicio inigualable". Para obtener más información, visitar: www.sungrowpower.com/en

AleaSoft: La eliminación gradual del IVPEE refuerza la competitividad del sector de la energía en España

Tue, 30 Jun 2026 18:04:25 +0200

El Real Decreto‑ley 18/2026, en vigor desde el 1 de julio de 2026, establece la reducción progresiva del IVPEE. En 2026, la rebaja se articula mediante minoraciones en la base imponible del impuesto. Del 1 de enero al 31 de diciembre de 2027, el tipo será del 3,5% y, a partir del 1 de enero de 2028, quedará eliminado.

Durante 2026, la base imponible del IVPEE se reduce progresivamente: 10% en el primer trimestre, 100% en el segundo, 30% en el tercero y 40% en el cuarto. Según el Gobierno, este esquema supone una reducción del IVPEE en 2026, presentada como una rebaja equivalente del impuesto del 7% al 5% para el conjunto del año.

Un impuesto creado en el contexto del déficit tarifario
El IVPEE fue creado por la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética. El impuesto grava el valor de la producción de energía eléctrica incorporada al sistema y se aplica sobre los ingresos percibidos por los productores.

Su creación se produjo en un contexto marcado por el déficit tarifario del sistema eléctrico. Según los datos comunicados entonces por el Gobierno, a finales de 2011 el déficit acumulado alcanzaba aproximadamente 24 000 millones de euros. El objetivo declarado del conjunto de medidas fiscales aprobadas en aquel momento era contribuir a la sostenibilidad económica del sistema eléctrico.

Desde su entrada en vigor, el IVPEE ha sido uno de los impuestos más debatidos del sector eléctrico español. Aunque formalmente recae sobre los productores de electricidad, en la práctica puede trasladarse al precio de la electricidad a través de las ofertas de venta en el mercado mayorista. Por este motivo, su efecto puede terminar afectando también a los consumidores.

Impacto sobre consumidores domésticos y grandes consumidores
Durante años, el impuesto del 7% a la generación eléctrica ha supuesto un coste adicional para los productores. Aunque no aparece como un concepto directo en la factura del consumidor final, ese coste puede incorporarse al precio de las ofertas de generación y, por tanto, influir en el precio mayorista de la electricidad.

Este impacto afecta tanto a consumidores domésticos como a grandes consumidores de electricidad. En el caso de la industria electrointensiva, el coste de la energía es un factor clave de competitividad. Por ello, cualquier medida que reduzca los costes asociados al suministro eléctrico puede tener efectos relevantes sobre su actividad y sobre su capacidad para competir en mercados internacionales.

Competitividad de los productores locales
Uno de los argumentos más importantes a favor de la eliminación del IVPEE es su efecto sobre la competitividad de los productores locales. En un mercado eléctrico europeo cada vez más interconectado, España aplicaba un impuesto del 7% a la generación mientras que Francia, Alemania y Portugal no cuentan con gravámenes equivalentes. Esto situaba a los productores españoles en desventaja al incorporar el coste a sus ofertas en los mercados. La reducción progresiva del IVPEE alinea el régimen fiscal español con el de sus competidores europeos, mejorando la rentabilidad relativa de las ofertas nacionales.

Cuando los productores españoles incorporan el coste del impuesto a sus ofertas de venta, pueden resultar menos competitivos frente a productores de otros mercados interconectados. Esta situación puede favorecer las importaciones y reducir la competitividad relativa de la generación nacional.

Desde AleaSoft Energy Forecasting se ha señalado en distintas ocasiones que el IVPEE penaliza a los productores locales y puede distorsionar la competencia en el mercado eléctrico. Su reducción progresiva puede contribuir a una señal de mercado más eficiente y a un marco más equilibrado para la generación en España.

Un impuesto con varias suspensiones y reactivaciones
Desde su creación, el IVPEE ha tenido una evolución marcada por suspensiones temporales, prórrogas y reactivaciones. La primera suspensión se aprobó en octubre de 2018, en un contexto de aumento de los precios de la electricidad y preocupación por el impacto sobre la factura de los consumidores.

Posteriormente, durante la crisis energética de 2021 y 2022, el Gobierno volvió a suspender el impuesto como parte de las medidas para reducir los costes de suministro. La suspensión se prorrogó en varias ocasiones hasta finales de 2023.

En 2024, el impuesto volvió a aplicarse de forma gradual. Aunque el tipo legal se mantuvo en el 7%, se introdujeron minoraciones temporales en la base imponible durante el primer semestre del año. A partir del 1 de julio de 2024, el impuesto volvió a aplicarse íntegramente.

La decisión recogida ahora en el Real Decreto‑ley 18/2026 marca un cambio de dirección, al establecer una senda de reducción progresiva hasta su eliminación completa en 2028.

Efecto sobre los precios del mercado eléctrico
El impacto del IVPEE sobre el mercado eléctrico no es automático ni uniforme en todas las horas. Aunque el impuesto incrementa los costes de los productores, no todas las tecnologías tienen la misma capacidad para trasladarlo a sus ofertas. Las tecnologías gestionables pueden tener más margen para incorporar ese coste, mientras que tecnologías como la eólica o la solar fotovoltaica, cuya producción depende del recurso disponible, tienen una capacidad distinta de ajustar sus ofertas.

Por ello, el efecto de la eliminación progresiva del IVPEE sobre los precios del mercado mayorista debe analizarse con prudencia. La reducción del impuesto no implica una bajada automática, directa ni permanente del 7% en los precios de la electricidad. Su impacto dependerá de cómo se traslade la reducción de costes a las ofertas de venta de los productores y de la situación concreta del mercado en cada momento.

Los precios del mercado eléctrico seguirán estando determinados por múltiples factores, entre ellos la evolución de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, la demanda eléctrica, la producción renovable, la disponibilidad de las centrales, el nivel de reservas hidroeléctricas y las interconexiones internacionales. En este contexto, la eliminación progresiva del IVPEE debe interpretarse como una medida positiva desde el punto de vista de la reducción de costes y la competitividad, aunque su efecto final sobre los precios mayoristas dependerá de la evolución del conjunto de variables que influyen en el mercado.

Una señal positiva para renovables y almacenamiento
La eliminación gradual del IVPEE también puede tener un impacto positivo sobre la inversión. España necesita seguir incorporando energías renovables, almacenamiento e hibridación para avanzar en la transición energética, reducir la dependencia de combustibles fósiles y aumentar la flexibilidad del sistema eléctrico.

En este contexto, una fiscalidad que no penalice la generación eléctrica es importante para mejorar la rentabilidad esperada de los proyectos y reforzar la confianza de inversores, bancos y desarrolladores. La reducción progresiva del impuesto puede contribuir a mejorar las condiciones económicas de los proyectos de energías renovables y almacenamiento.

El almacenamiento de energía, en particular, será clave para integrar más producción renovable, reducir vertidos, gestionar la volatilidad de los precios y aportar flexibilidad al sistema. Un marco regulatorio y fiscal más favorable puede acelerar el desarrollo de este tipo de tecnologías.

Hacia una fiscalidad más alineada con la transición energética
El IVPEE nació en un contexto muy diferente al actual, marcado por el déficit tarifario y por la necesidad de financiar los costes del sistema eléctrico. Más de una década después, el sector de la energía se encuentra inmerso en una transformación profunda, impulsada por el crecimiento de las energías renovables, la electrificación de la demanda, el almacenamiento de energía y la integración de los mercados europeos.

En este nuevo escenario, la fiscalidad energética debe estar alineada con los objetivos de competitividad, descarbonización, seguridad de suministro y atracción de inversiones. La eliminación progresiva del IVPEE supone un paso en esa dirección, al reducir una carga que penalizaba la producción eléctrica en España y que podía afectar tanto a consumidores como a productores.

Para AleaSoft Energy Forecasting, esta medida es positiva para el sector de la energía. Su aplicación puede contribuir a una señal de precios más eficiente, mejorar la competitividad de la generación local, aliviar parte de la presión sobre los consumidores y favorecer un marco más adecuado para nuevas inversiones en energías renovables, almacenamiento e hibridación.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting para la toma de decisiones en el sector de la energía
La reducción progresiva del IVPEE muestra la importancia de analizar cómo los cambios regulatorios pueden influir en los ingresos, costes y rentabilidad de los proyectos en el sector de la energía.

En AleaSoft Energy Forecasting ayudan a productores, grandes consumidores, fondos de inversión y entidades financieras a evaluar escenarios, analizar riesgos y tomar decisiones estratégicas en proyectos de energías renovables, almacenamiento, hibridación y PPA.

En un mercado en transformación, contar con análisis rigurosos permite anticipar oportunidades, reducir incertidumbres y actuar con mayor confianza.

AleaSoft: la ola de calor impulsa la demanda y los precios de los mercados eléctricos europeos

Mon, 29 Jun 2026 15:36:25 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 22 de junio, la producción solar fotovoltaica aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Alemania registró el mayor incremento, del 16%, mientras que España presentó la menor subida, del 0,5%. Ambos mercados acumularon su segunda semana consecutiva de crecimiento. Francia aumentó un 2,5% y encadenó su tercera semana consecutiva al alza. En cambio, Italia y Portugal registraron descensos del 5,1% y el 22%, respectivamente, y revirtieron la tendencia al alza de las dos semanas anteriores.

Durante la semana, los mercados de Alemania y España alcanzaron récords de producción solar fotovoltaica. Alemania registró el 24 de junio su mayor producción solar fotovoltaica para un día de junio, con 489 GWh, una cifra que representó la segunda generación más alta de su historia. Por su parte, España registró su máximo histórico de producción solar fotovoltaica el viernes 26 de junio, con 267 GWh.

Para la semana del 29 de junio, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento en el mercado italiano. En cambio, la producción solar disminuirá en los mercados español y alemán.

En la última semana de junio, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor incremento, del 54%, seguido por Francia y España, con aumentos del 32% y el 23%, respectivamente. En cambio, los mercados de Italia y Alemania acumularon su segunda semana consecutiva de descensos. En esta ocasión, la producción eólica cayó un 10% en Italia y un 40% en Alemania.

Para la primera semana de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a aumentos generalizados en los principales mercados eléctricos europeos analizados.

Demanda eléctrica
En la última semana de junio, la demanda eléctrica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Italia registró el mayor incremento, del 10%, seguida por Francia, con un 9,9%, y Bélgica, con un 7,3%. Portugal presentó la menor subida, del 0,1%. España, Gran Bretaña y Alemania registraron incrementos de entre el 3,1% de España y el 6,0% de Alemania. La demanda de Gran Bretaña creció por segunda semana consecutiva, mientras que la de Alemania, Francia, Portugal, Italia y Bélgica acumuló su tercera semana consecutiva de aumentos. En España, la demanda encadenó su sexta semana al alza.

Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en todos los mercados analizados. Alemania registró el mayor incremento, de 5,2°C, mientras que Portugal registró el menor, de 0,7°C. En España, Italia, Francia, Bélgica y Gran Bretaña, las temperaturas medias subieron entre los 1,1°C de España y los 4,7°C de Gran Bretaña.

Este incremento de las temperaturas coincidió con episodios de calor en los mercados analizados. Francia, Italia, Bélgica y Alemania afrontaron condiciones de ola de calor durante la segunda mitad de junio, mientras que España registró una ola de calor entre el 21 y el 24 de junio. Gran Bretaña atravesó un episodio de calor intenso entre el 24 y el 28 de junio, especialmente en Inglaterra y Gales. En Portugal, las temperaturas elevadas también impulsaron la demanda eléctrica, aunque el incremento semanal fue más moderado que en el resto de los mercados analizados.

Para la primera semana de julio, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican descensos en los mercados eléctricos de España, Italia, Francia, Alemania, Bélgica y Gran Bretaña. Por otro lado, la demanda aumentará en el mercado de Portugal, en un contexto de temperaturas elevadas para esos días.

Mercados eléctricos europeos
Los precios diarios de los principales mercados europeos aumentaron fuertemente en los primeros días de la cuarta semana de junio. Aunque posteriormente, los precios bajaron, el precio promedio semanal aumentó respecto a la semana anterior en los mercados eléctricos europeos. El mercado portugués registró el menor incremento de precios, del 2,1%. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 39%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 5,1% del mercado español y el 37% del mercado belga.

En la semana del 22 de junio, los promedios semanales fueron superiores a 115 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado nórdico, con un promedio de 68,24 €/MWh, y los mercados español y portugués, con un promedio de 87,37 €/MWh en ambos casos. En cambio, el mercado belga alcanzó el mayor promedio semanal, de 148,34 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 115,75 €/MWh del mercado francés y los 144,67 €/MWh del mercado italiano.

Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado nórdico registró precios inferiores a 100 €/MWh durante toda la cuarta semana de junio. Los precios de los mercados español y portugués también se mantuvieron por debajo de 100 €/MWh casi toda la semana, excepto el martes 23 de junio. El lunes 22 de junio, el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 35,29 €/MWh.

Por otra parte, los precios diarios superaron los 120 €/MWh durante toda la cuarta semana de junio en el mercado italiano. También superaron este nivel en los mercados alemán, belga, británico y neerlandés de lunes a viernes y en el marcado francés en tres ocasiones durante la cuarta semana de junio. El 24 de junio, el mercado belga alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 257,55 €/MWh. Este fue su precio más alto desde el 13 de diciembre de 2024. Ese día, el mercado neerlandés también alcanzó su precio más alto desde el 13 de diciembre de 2024, de 227,99 €/MWh. Por su parte, los mercados francés y británico alcanzaron sus precios más altos desde enero de 2025, de 157,87 €/MWh y 184,65 €/MWh, respectivamente, mientras que el mercado alemán registró su mayor precio desde noviembre de 2025, de 207,84 €/MWh. El mercado italiano registró su precio más alto desde marzo de 2026, de 162,66 €/MWh. Los mercados español y portugués también alcanzaron su precio más alto desde marzo de 2026, de 112,42 €/MWh en ambos casos, pero el 23 de junio.

En la semana del 22 de junio, el incremento de la demanda propició el aumento de los precios en los mercados eléctricos europeos. La caída de la producción eólica en Alemania e Italia, así como el descenso de la producción solar en España, Italia y Portugal, también contribuyeron al incremento de los precios en estos mercados.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de julio, los precios bajarán en los mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la producción eólica y el descenso de la demanda en la mayoría de los mercados. Además, en Italia aumentará la producción solar. Sin embargo, la evolución de los precios del gas también ejercerá su influencia sobre los precios de los mercados eléctricos europeos.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, 77,90 $/bbl, el lunes 22 de junio. Sin embargo, este precio ya fue un 3,3% menor al del viernes anterior. Estos futuros registraron descensos de precios en casi todas las sesiones de la cuarta semana de junio. Como resultado, viernes 26 de junio, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 71,99 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 11% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 27 de febrero.

Durante la cuarta semana de junio, los precios de los futuros de petróleo Brent descendieron presionados por el aumento del tráfico a través del estrecho de Ormuz y los avances en las negociaciones entre Estados Unidos e Irán para alcanzar un acuerdo de paz para finalizar el conflicto.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el martes 23 de junio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 42,01 €/MWh. El resto de la semana los precios se mantuvieron por debajo de 41 €/MWh. El jueves 25 de junio, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 40,41 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 21 de abril. El viernes 26 de junio, el precio de cierre fue ligeramente mayor, de 40,78 €/MWh. Este precio todavía fue un 3,1% menor al del viernes anterior.

El incremento del tránsito a través del estrecho de Ormuz propició el descenso de los precios de los futuros de gas TTF en la cuarta semana de junio. Sin embargo, los bajos niveles de las reservas y el incremento de la demanda en Europa contribuyó a que los precios se mantuvieran por encima de 40 €/MWh.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, el martes 23 de junio, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 76,17 €/t. Tras una subida del 1,8% respecto al martes, el día 24 de junio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 77,52 €/t. En las últimas sesiones de la cuarta semana de junio, los precios de cierre fueron inferiores, pero se mantuvieron por encima de 77 €/t. El viernes 26 de junio, el precio de cierre fue de 77,17 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,2% menor al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 9 de julio AleaSoft Energy Forecasting celebrará la edición número 68 de su serie de webinars mensuales. Además de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, esta edición analizará la situación actual y las perspectivas de los PPA, la financiación de proyectos de energías renovables y almacenamiento, así como las perspectivas del almacenamiento de energía y las oportunidades de hibridación con energías renovables y autoconsumo. La mesa de análisis del webinar en español contará con la participación de Pedro González, Director General de AEGE, y Roger Font, Managing Director Project Finance Energy en Banco Sabadell.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

Polaris anuncia los resultados de la elección de consejeros en la Junta General Anual de Accionistas

Mon, 29 Jun 2026 11:00:28 +0200

Polaris Renewable Energy Inc. (TSX:PIF) ("Polaris" o la "Compañía") se complace en anunciar que los seis candidatos a consejero propuestos por la dirección fueron elegidos como consejeros de la Compañía en la Junta General Anual de Accionistas, celebrada hoy mediante retransmisión en directo por videoconferencia. Cada consejero permanecerá en el cargo hasta la clausura de la próxima Junta General Anual de Accionistas de la Compañía o hasta que sus sucesores sean debidamente elegidos o nombrados.

A continuación, se presentan los resultados de la votación, basados en los poderes de representación recibidos y en la votación realizada mediante papeleta electrónica (nombre de los candidatos a consejero, número total de votos y porcentaje de votos):

Jaime Guillen: 9.351.125 votos a favor (97,69 %).
James V. Lawless: 9.345.405 votos a favor (97,63 %).
Marc Murnaghan: 9.355.472 votos a favor (97,74 %).
Marcela Paredes de Vásquez: 9.383.074 votos a favor (98,03 %).
Catherine Fagnan: 9.386.661 votos a favor (98,06 %).
Adarsh P. Mehta: 9.394.433 votos a favor (98,15 %).

Acerca de Polaris Renewable Energy Inc.
Polaris Renewable Energy Inc. es una empresa canadiense cotizada en bolsa dedicada 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 mediante un modelo de negocio sólido desde el punto de vista financiero y con un alto rendimiento operativo.

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

*Es posible consultar la tabla al completo en las fotografias que se adjuntan con el comunicado.

La energía solar mundial bate un nuevo récord con 664 GW instalados y supera los 3 TW de capacidad acumulada

Fri, 26 Jun 2026 09:20:26 +0200

La energía solar continúa consolidándose como la tecnología energética con un mayor crecimiento del planeta. Según el informe Global Solar Market Outlook 2026-2030, elaborado por SolarPower Europe, durante el 2025 se instalaron 664 gigavatios (GW) de nueva capacidad fotovoltaica a todo el mundo, la cifra más alta registrada hasta ahora.

El informe señala que la capacidad solar acumulada mundial ya supera los 3 teravatios (TW), un hito que evidencia la velocidad con la que esta tecnología se está implantando en los sistemas energéticos de todo el mundo. De hecho, la capacidad instalada se ha triplicado en apenas cuatro años, consolidando la energía solar como uno de los principales motores de la transición energética global.

La generación eléctrica procedente de instalaciones fotovoltaicas alcanzó los 2.778 teravatios hora (TWh) durante el 2025, suficiente para cubrir aproximadamente el 9% de toda la demanda eléctrica mundial. Además, la energía solar representó el 77% de toda la nueva capacidad renovable instalada a escala global durante el último año.

China volvió a liderar el mercado con 382 GW instalados, equivalentes al 57% de toda la nueva capacidad mundial. Sin embargo, el informe también destaca el fuerte crecimiento de otros mercados como la India, que alcanzó los 45,7 GW y se convirtió en el segundo mercado solar del mundo. Por su parte, la Unión Europea incorporó 67,2 GW adicionales, manteniendo su posición como una de las regiones más relevantes en el despliegue de energías renovables.

Más allá de las cifras, SolarPower Europe subraya el papel estratégico que está adquiriendo la energía solar en materia de seguridad energética. En un contexto marcado por la volatilidad de los mercados energéticos y las tensiones geopolíticas internacionales, la generación solar se consolida como una fuente de energía local, estable y cada vez más competitiva.

Aunque el informe prevé una moderación temporal del crecimiento durante el 2026, las perspectivas a largo plazo continúan siendo muy positivas. Las previsiones apuntan a que las instalaciones solares anuales podrían llegar a los 864 GW en 2030 y elevar la capacidad mundial hasta los 6,6 TW, con escenarios que incluso contemplan superar los 7 TW.

Del escenario global a los proyectos locales
Para Origen Solar, ingeniería especializada en energías renovables con sede en Sant Cugat del Vallès, estos datos reflejan una transformación estructural del modelo energético que también se está trasladando al ámbito residencial, comercial e industrial.

"Las cifras demuestran que la energía solar ya no es una tecnología de futuro, sino una realidad plenamente consolidada", explica Daniel Rubio, director ejecutivo de Origen Solar. "Lo que vemos a escala mundial tiene una traducción directa en nuestro día a día: cada vez más familias y empresas buscan reducir su dependencia energética y ganar eficiencia mediante instalaciones fotovoltaicas".

La compañía desarrolla proyectos de autoconsumo solar, almacenamiento energético y aerotermia, y acompaña a sus clientes en todo el proceso, desde el estudio técnico y económico hasta la legalización y la gestión de ayudas y bonificaciones disponibles.

Según Rubio, "la evolución del mercado mundial confirma que la energía solar seguirá siendo uno de los pilares fundamentales del sistema energético durante las próximas décadas. El reto ahora es acercar todas estas oportunidades a los consumidores, facilitando proyectos eficientes, rentables y adaptados a cada necesidad".

Con una capacidad solar mundial que ya supera los 3 TW y previsiones de crecimiento sostenido para los próximos años, la fotovoltaica se sigue consolidando como una de las principales herramientas para avanzar hacia un modelo energético más sostenible, competitivo y resiliente.

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

AleaSoft: baterías e hibridación serán decisivas para capturar valor en mercados eléctricos más volátiles

Thu, 25 Jun 2026 17:32:25 +0200

Volatilidad horaria y oportunidad para el almacenamiento
Los mercados eléctricos europeos están mostrando una estructura horaria cada vez más marcada. La elevada producción fotovoltaica reduce los precios en las horas centrales del día, mientras que la menor producción solar al final de la tarde y por la noche genera oportunidades de arbitraje. Esta diferencia entre precios bajos y precios altos dentro del mismo día es uno de los principales motores económicos del almacenamiento de energía.

Spreads diarios e ingresos potenciales en España
En el mercado eléctrico español, los spreads diarios alcanzaron en mayo niveles muy elevados. Según se analizó en el webinar de AleaSoft Energy Forecasting realizado el 18 de junio, los diferenciales medios diarios se situaron en torno a 120 €/MWh para una hora y por encima de 110 €/MWh para cuatro horas. Traducido a ingresos potenciales, una batería de dos horas con un ciclo diario habría obtenido en los últimos doce meses alrededor de 68.000 €/MW, mientras que una batería de cuatro horas se habría acercado a 123.000 €/MW.

Estos valores muestran el atractivo del almacenamiento, pero también hay que enfatizar la necesidad de analizar cada proyecto de forma individual. El valor de una batería depende de múltiples factores: la ubicación del activo, la capacidad de acceso a la red, la posibilidad de cargar desde la red o solo desde una planta renovable, la tecnología, la duración, la estrategia de operación y la exposición a distintos mercados.

Hibridación con baterías en plantas fotovoltaicas
La hibridación con baterías es especialmente relevante para la fotovoltaica. En un contexto en el que los precios capturados por esta tecnología se han reducido por la concentración de producción en las horas solares, añadir almacenamiento puede mejorar el perfil de ingresos del proyecto. La batería permite almacenar parte de la energía generada en horas de precios bajos y venderla en momentos de mayor valor.

Durante el webinar se señaló que añadir una batería de dos horas a una planta fotovoltaica, incluso cargando únicamente desde el propio parque, podría aumentar de forma significativa los ingresos del activo. Si la batería tiene mayor duración o puede cargar también desde la red, el potencial de optimización aumenta.

No obstante, la hibridación no es una solución estándar que pueda aplicarse igual a todos los activos. Cada planta requiere un análisis específico para determinar el tamaño óptimo de la batería, la estrategia de operación y la combinación de ingresos esperada. Una batería sobredimensionada puede no maximizar la rentabilidad, mientras que una batería insuficiente puede desaprovechar oportunidades de mercado.

Hibridación frente a proyectos stand‑alone
En España, la hibridación puede ganar protagonismo frente a los proyectos stand‑alone por la disponibilidad de puntos de conexión. Muchos puntos de acceso ya están asociados a plantas renovables existentes o en desarrollo, lo que favorece la incorporación de baterías en proyectos fotovoltaicos o eólicos. Los proyectos stand‑alone pueden ofrecer una operación más flexible, pero encuentran mayores barreras de acceso y tramitación.

Papel del almacenamiento en el sistema eléctrico
El desarrollo del almacenamiento será clave para reducir vertidos, mejorar los precios capturados por las energías renovables y aportar flexibilidad al sistema eléctrico. Sin embargo, para que los proyectos sean viables, será necesario contar con previsiones horarias de largo plazo, simulaciones de ingresos, análisis de sensibilidad y escenarios que permitan evaluar la rentabilidad bajo distintas condiciones de mercado.

En un mercado cada vez más volátil, las baterías no solo permiten gestionar riesgos. También convierten esa volatilidad en una oportunidad de ingresos. Por ello, la modelización del almacenamiento y de los proyectos híbridos será una herramienta esencial para promotores, inversores, bancos y gestores de activos renovables.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting para proyectos de almacenamiento e hibridación
Para aprovechar las oportunidades que genera la volatilidad de los mercados eléctricos, AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento de energía, ayuda a sus clientes a transformar la incertidumbre del mercado en decisiones de inversión fundamentadas. Sus servicios permiten evaluar proyectos stand-alone e híbridos mediante previsiones horarias de largo plazo, simulaciones de operación, análisis de sensibilidad y estudios de bancabilidad. Este enfoque permite definir el tamaño óptimo de la batería, estimar la rentabilidad esperada y comparar distintas estrategias de carga y descarga. Así, utilities, desarrolladores, fondos, entidades financieras y grandes consumidores cuentan con información rigurosa para reducir la incertidumbre y avanzar con proyectos competitivos.

Iberdrola inicia en Estados Unidos su primera instalación de baterías con el proyecto Shutler en Oregón: 41 MW y 82 MWh previstos para 2027

Thu, 25 Jun 2026 16:32:24 +0200

El proyecto contará con 41 MW de potencia instalada y 82 MWh de capacidad de almacenamiento, con entrada en operación prevista para 2027.

La instalación contribuirá a reforzar la estabilidad de la red en el noroeste del país, donde Avangrid suma 3.000 MW de potencia de generación.

Iberdrola extiende sus inversiones en almacenamiento energético al mercado de Estados Unidos con la construcción de su primera instalación de baterías en el país. El proyecto Shutler, ubicado en el condado de Gilliam, en el estado de Oregón, contará con 41 megavatios (MW) de potencia instalada y 82 megavatios hora (MWh) de capacidad de almacenamiento, con entrada en operación prevista para 2027.

La iniciativa busca reforzar la fiabilidad del sistema eléctrico en el norte de la costa del Pacífico, una zona en la que Avangrid, filial de Iberdrola en Estados Unidos, ya dispone de 3.000 MW de potencia de generación. En este contexto, el proyecto Shutler se enmarca en la estrategia del Grupo para incorporar soluciones que faciliten la integración de energías renovables y mejoren la resiliencia del sistema ante una demanda eléctrica en aumento.

El proyecto Shutler permitirá almacenar energía en momentos de bajo consumo o elevada producción renovable y liberarla cuando sea necesario, optimizando el equilibrio entre oferta y demanda en tiempo real. Este tipo de infraestructuras resulta cada vez más relevante en un entorno de electrificación creciente y de mayor necesidad de flexibilidad del sistema.

Shutler contribuirá a estabilizar la red eléctrica en el noroeste del país gracias a su capacidad para aportar respaldo operativo y responder con rapidez a las variaciones de consumo y generación. Al desplazar energía entre distintas horas del día, las baterías ayudan a gestionar picos de demanda y a mejorar el aprovechamiento de la producción renovable disponible en el sistema.

El proyecto se ubicará junto a otras instalaciones renovables de Avangrid ya en marcha o en desarrollo en la zona. Esta proximidad facilita la coordinación de activos y refuerza el papel del almacenamiento como complemento operativo para una generación cada vez más basada en fuentes renovables, con el objetivo de aportar mayor estabilidad al suministro y apoyar el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico.

Almacenamiento para la red
Las instalaciones de baterías como Shutler permiten acumular energía cuando la demanda es menor o cuando existe una alta producción renovable y, posteriormente, inyectarla a la red cuando el sistema lo requiere. Esta flexibilidad contribuye a una operación más equilibrada en tiempo real, ayuda a reducir tensiones en la red y favorece una integración más eficiente de recursos renovables en el mix eléctrico.

En un escenario de electrificación creciente, el almacenamiento energético se consolida como una palanca técnica para reforzar la resiliencia del sistema y acompañar el aumento de la demanda, con infraestructuras diseñadas para aportar capacidad de respuesta y mejorar la fiabilidad del suministro.

Con Shutler, Iberdrola da un paso adicional en su despliegue de soluciones orientadas a un sistema energético más flexible, alineado con la evolución de la demanda y con la necesidad de integrar de forma segura y estable una mayor generación renovable.

Polaris modifica el requisito de quórum para su próxima Junta General Anual de Accionistas

Thu, 25 Jun 2026 11:46:42 +0200

Polaris Renewable Energy Inc. (TSX: PIF) ("Polaris" o la "Compañía") ha anunciado hoy que su Consejo de Administración ha aprobado una modificación del reglamento interno de la sociedad para cambiar el requisito de quórum aplicable a las juntas de accionistas. Esta modificación será de aplicación a la Junta General Anual de Accionistas (la "Junta"), que se celebrará el próximo 26 de junio de 2026 a las 9:00 horas (hora de Toronto).

Hasta ahora, el reglamento de la sociedad establecía que el quórum para celebrar una junta de accionistas requería la presencia, en persona o mediante representación, de los titulares de la mayoría de las acciones con derecho a voto en circulación. Con la modificación aprobada, el quórum quedará constituido por una persona presente, en persona o representada mediante poder, que posea o represente al menos el 45 % de las acciones en circulación con derecho a voto de la compañía.

Esta modificación no altera el nivel de aprobación de los accionistas necesario para aprobar ninguno de los asuntos que se someterán a votación durante la Junta.

La modificación entra en vigor desde la fecha de su aprobación por el Consejo de Administración y será aplicable exclusivamente a la Junta General Anual del próximo 26 de junio. La compañía no tiene previsto someter este cambio a la ratificación de los accionistas, por lo que dejará de tener efecto automáticamente una vez concluida la reunión, de conformidad con la legislación societaria aplicable.

Se trata de un ajuste de carácter exclusivamente procedimental, adoptado únicamente en relación con esta Junta.

La Junta General Anual estaba inicialmente prevista para el 18 de junio de 2026, pero fue aplazada con el fin de conceder más tiempo a los accionistas para ejercer su derecho de voto y reducir el riesgo de que la reunión no pudiera celebrarse por falta de quórum suficiente.

Durante la Junta, los accionistas deberán votar sobre los siguientes asuntos:

La elección de los miembros del Consejo de Administración.
La reelección de los auditores de la sociedad.

La circular informativa de la dirección de Polaris, fechada el 15 de mayo de 2026 y distribuida previamente entre los accionistas, contiene información detallada sobre la Junta y sobre todos los asuntos que serán sometidos a consideración.

Acerca de Polaris Renewable Energy Inc.
Polaris Renewable Energy Inc. es una empresa canadiense cotizada en bolsa dedicada a la adquisición, desarrollo y explotación de proyectos de energías renovables en América Latina y el Caribe. La compañía contribuye a la transición energética mediante un modelo de negocio sólido y financieramente sostenible.

Su cartera de activos incluye una planta geotérmica (aproximadamente 82 MW), cuatro centrales hidroeléctricas de pasada (aproximadamente 39 MW), tres plantas solares fotovoltaicas (aproximadamente 35 MW) y un parque eólico terrestre (aproximadamente 26 MW).