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

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

Mon, 11 May 2026 16:32:57 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 4 de mayo, la producción solar fotovoltaica aumentó en los mercados de la península ibérica y Francia. El mercado español registró el mayor incremento, del 10 %, seguido de las subidas del 8,8 % en el mercado portugués y del 5,9 % en el francés. En cambio, los mercados de Alemania e Italia registraron descensos. El mercado alemán presentó la mayor caída, del 30 %, y revirtió la tendencia alcista de las dos semanas anteriores. Por su parte, el mercado italiano registró un descenso del 18 % y acumuló su segunda semana consecutiva de caídas en la generación fotovoltaica.

Durante la semana, los mercados de España y Francia alcanzaron máximo histórico de producción fotovoltaica para un día del mes de mayo. El mercado español registró su valor más alto para un día de mayo el 6 de mayo, con 229 GWh de generación solar fotovoltaica. Por su parte, el mercado francés alcanzó su producción más alta para un día de mayo el viernes 8 de mayo, con 160 GWh.

Para la semana del 11 de mayo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a una recuperación de la producción en los mercados alemán, español e italiano.

En la primera semana de mayo, la producción eólica aumentó en los mercados de la península ibérica respecto a la semana anterior. El mercado portugués registró el mayor incremento, del 171 %, mientras que el mercado español acumuló su segunda semana consecutiva de crecimiento, con una subida del 3,1 %. En cambio, los mercados de Alemania, Francia e Italia registraron caídas en la producción eólica. El mercado alemán presentó la mayor bajada, del 41 %, seguido del descenso del 36 % en el mercado francés. Ambos mercados mantuvieron la tendencia bajista por segunda semana consecutiva. Por su parte, el mercado italiano mantuvo la tendencia descendente por tercera semana consecutiva, con una caída del 2,0 %.

En la segunda semana de mayo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento de la producción en los mercados de Alemania, Italia, España y Francia. En cambio, el mercado portugués registrará un descenso de la producción con esta tecnología.

Demanda eléctrica
En la semana del 11 de mayo, la demanda eléctrica aumentó en los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. Los mercados de Alemania e Italia registraron los mayores incrementos, del 7,3 % y 6,6 %, respectivamente. Por su parte, el mercado belga presentó el menor crecimiento, del 1,0 %, mientras que los mercados francés, portugués, británico y español registraron aumentos que oscilaron entre el 2,5 % de Francia y el 3,5 % de España.

Durante la semana, las temperaturas medias disminuyeron en la mayoría de estos mercados. Francia registró la mayor bajada, de 2,0°C, mientras que Gran Bretaña y Bélgica presentaron la menor caída, de 1,7°C, en ambos casos. La península ibérica registró reducciones de 1,8°C en España y 1,9°C en Portugal. En contraste, Alemania e Italia fueron la excepción, con incrementos de 0,4°C y 0,9°C, respectivamente.

La recuperación de la actividad laboral tras el festivo del 1 de mayo, Día Internacional de los Trabajadores, impulsó principalmente el aumento de la demanda en la mayoría de estos mercados. Además, las temperaturas más bajas respecto a la semana anterior contribuyeron a incrementar la demanda eléctrica en gran parte de ellos.

Para la semana del 11 de mayo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a incrementos en los mercados de Francia, España e Italia. Por otro lado, la demanda disminuirá en los mercados de Alemania, Gran Bretaña, Bélgica y Portugal. En Alemania y Bélgica, los descensos de la demanda estarán favorecidos por el festivo nacional del 14 de mayo, Jueves de la Ascensión, que también se celebra en Francia.

Mercados eléctricos europeos
Durante la primera semana de mayo, los precios diarios de los principales mercados eléctricos europeos fueron mayores a los de la semana anterior. Pese a que los precios descendieron al final de la semana, se mantuvieron por encima de los precios registrados el 1 de mayo en la mayoría de los casos. Como consecuencia, el precio promedio semanal subió respecto a la semana anterior en los principales mercados eléctricos europeos. Los mercados portugués y español registraron los menores incrementos, del 4,9 % y el 6,6 %, respectivamente. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 494 %. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 13 % del mercado británico y el 82 % de los mercados alemán y nórdico.

En la semana del 4 de mayo, los promedios semanales fueron superiores a 100 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados portugués, español y francés, cuyos promedios fueron de 58,88 €/MWh, 59,76 €/MWh y 73,95 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 131,47 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 100,68 €/MWh del mercado nórdico y los 119,45 €/MWh del mercado británico.

Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado portugués alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 19,57 €/MWh, el domingo 10 de mayo. Ese día, los mercados español y francés también registraron precios diarios inferiores a 25 €/MWh, de 20,84 €/MWh y 21,22 €/MWh, respectivamente. El resto de los mercados se mantuvieron por encima de 65 €/MWh durante la primera semana de mayo.

Por otra parte, en los mercados italiano y británico, los precios diarios superaron los 100 €/MWh durante la primera semana de mayo. Los mercados alemán, belga y neerlandés registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh de lunes a viernes. Los mercados francés y nórdico también alcanzaron precios mayores a 100 €/MWh en algunas sesiones de la primera semana de mayo. El día 6 de mayo, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 146,46 €/MWh. Por otra parte, el 7 de mayo, los mercados portugués y español registraron sus precios más altos desde el 12 de marzo, de 86,48 €/MWh y 86,90 €/MWh, respectivamente. Ese día, el mercado nórdico alcanzó su precio más alto desde el 11 de febrero, de 134,03 €/MWh.

En la semana del 4 de mayo, el aumento del precio semanal de los derechos de emisión de CO2, la caída de la producción eólica en la mayoría de los mercados y el incremento de la demanda ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, la producción solar cayó en los mercados alemán e italiano. En cambio, el incremento de la producción eólica y solar en la península ibérica permitió que los mercados español y portugués registraran los menores incrementos porcentuales de precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la segunda semana de mayo, los precios podrían bajar en los mercados eléctricos europeos, influenciados por la recuperación de la producción eólica en la mayoría de los mercados. Además, la demanda descenderá en algunos mercados. Por otra parte, el comportamiento de los precios del gas continuará influenciando 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, de 114,44 $/bbl, el lunes 4 de mayo. Durante la semana, los precios descendieron. El jueves 7 de mayo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, 100,06 $/bbl. El viernes 8 de mayo, el precio de cierre fue de 101,29 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 6,4 % menor al del viernes anterior.

A pesar del incremento de las hostilidades que ejerció su influencia al alza sobre los precios los futuros de petróleo Brent en algunas sesiones de la primera semana de mayo, las perspectivas de un acuerdo entre Estados Unidos e Irán contribuyeron a que los precios registraran una tendencia mayoritariamente descendente durante esa semana.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 4 de mayo alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 48,14 €/MWh. Posteriormente, los precios descendieron. El jueves 7 de mayo estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 43,56€/MWh. El viernes 8 de mayo, el precio de cierre fue un poco mayor, de 44,14 €/MWh. Sin embargo, según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 3,5 % menor al del viernes anterior.

Durante la primera semana de mayo, las expectativas de un acuerdo entre Estados Unidos e Irán que permitiera la reapertura del estrecho de Ormuz propiciaron el descenso 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, registraron su precio de cierre mínimo semanal, 73,06 €/t, el lunes 4 de mayo. Durante el resto de la primera semana de mayo, los precios de cierre se mantuvieron por encima de 75 €/t. El día 6 de mayo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 76,07 €/t. En las últimas sesiones de la semana, los precios de cierre fueron inferiores a 75,25 €/t. El viernes 8 de mayo, el precio de cierre fue de 75,20 €/t. Sin embargo, según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue 1,9 % mayor al de la última sesión de la semana anterior.

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

AleaSoft: las baterías ganan peso estratégico entre grandes consumidores e industrias electrointensivas

Fri, 08 May 2026 12:28:59 +0200

Un nuevo contexto para la gestión energética industrial
La creciente penetración de las energías renovables en el mercado eléctrico, junto con la aparición cada vez más frecuente de precios cero y negativos, está impulsando un cambio relevante en la forma en que los grandes consumidores gestionan su energía. En este nuevo contexto, las baterías están dejando de ser una opción tecnológica complementaria para convertirse en una herramienta estratégica de competitividad, flexibilidad y control de costes.

Durante años, muchas industrias electrointensivas han mantenido una gestión de la energía relativamente pasiva, basada principalmente en contratos con comercializadoras, coberturas parciales y una capacidad limitada para decidir cuándo consumir electricidad. Sin embargo, la evolución del mercado eléctrico está modificando este enfoque. La volatilidad horaria de los precios, el crecimiento de la generación renovable y la necesidad de optimizar los costes de la energía están favoreciendo la adopción de estrategias más activas.

El almacenamiento como herramienta de optimización
El almacenamiento de energía permite a los grandes consumidores almacenar energía en horas de precios bajos o negativos y utilizarla cuando los precios son más elevados. Esta capacidad abre la puerta a una optimización más sofisticada del coste eléctrico y reduce la exposición directa a la volatilidad del mercado.

Además, las baterías pueden facilitar la participación en servicios de ajuste, en nuevos mercados de capacidad y flexibilidad o mecanismos específicos como el SRAD. De este modo, el almacenamiento no solo contribuye a reducir costes, sino que también puede generar nuevas fuentes de ingresos o valor operativo para los consumidores industriales.

Hibridación con autoconsumo renovable y resiliencia operativa
Otro ámbito de especial relevancia es la hibridación con instalaciones de autoconsumo renovable, especialmente fotovoltaicas. Según datos Red Eléctrica, hay 5 MW de baterías asociadas a instalaciones de autoconsumo. En estos casos, las baterías permiten maximizar el aprovechamiento de la producción propia, evitar vertidos y mejorar el valor económico de la energía generada

Al mismo tiempo, el almacenamiento puede reforzar la resiliencia operativa de las instalaciones industriales, al ofrecer mayor control frente a picos de precios, restricciones de red o situaciones de estrés en el sistema eléctrico. Esta capacidad de respuesta resulta especialmente valiosa en un entorno de mayor complejidad y volatilidad.

La rentabilidad depende también de la inteligencia operativa
La rentabilidad de una batería no depende únicamente de sus características técnicas o de su coste de inversión. El valor real del activo está estrechamente vinculado a la calidad de las previsiones, los modelos de operación y los algoritmos de optimización utilizados.

Sin previsiones horarias de precios, demanda y generación renovable a largo plazo, existe el riesgo de sobreestimar ingresos, infrautilizar la batería o tomar decisiones de inversión poco sólidas desde el punto de vista financiero. El software, la analítica y la estrategia de operación son elementos tan relevantes como el propio hardware.

De la decisión de inversión a la maximización del valor
En este escenario, la cuestión para los grandes consumidores ya no se limita a decidir si conviene instalar una batería. El debate se desplaza hacia cómo maximizar su valor en todos los mercados posibles y con qué nivel de inteligencia operativa debe gestionarse el activo.

La electrificación de la demanda, el crecimiento de los centros de datos y la presión competitiva sobre los costes de la energía apuntan a una aceleración de esta transición en los próximos años. Los consumidores industriales que adopten antes una estrategia activa basada en almacenamiento podrán obtener una ventaja estructural en un mercado eléctrico cada vez más complejo.

El papel de las previsiones y los modelos avanzados
Para capturar todo el valor potencial de una batería, será clave dimensionar correctamente el sistema, estimar con rigor sus ingresos potenciales y diseñar modelos de operación capaces de optimizar su participación en distintos mercados.

AleaSoft Energy Forecasting está colaborando con grandes consumidores e industrias electrointensivas en el diseño óptimo de sistemas de almacenamiento, combinando previsiones horarias de precios de largo plazo, análisis de ingresos multimercado y modelos avanzados de operación. El objetivo es apoyar decisiones de inversión sólidas y bancables, orientadas a maximizar la rentabilidad real de las baterías en el nuevo entorno energético.

Karbon-X reporta un aumento de la actividad de cumplimiento ante los plazos de carbono en Canadá

Wed, 06 May 2026 15:16:56 +0200

Karbon-X Corp. (OTCQX:KARX) ("Karbon-X" o la "Compañía"), proveedor verticalmente integrado de soluciones climáticas que opera en los mercados de carbono de cumplimiento y voluntarios, ha informado hoy de un aumento de la actividad de entidades reguladas en todo Canadá, a medida que las organizaciones reevalúan su posición de cumplimiento antes de los próximos plazos de reporte y entrega de créditos.

Esto incluye un aumento del 170 % en los volúmenes negociados en los mercados TIER y BC OBPS dentro de la actividad de trading de Karbon-X en comparación con el año anterior, lo que refleja una mayor participación a medida que las instalaciones entran en fases activas de aprovisionamiento y ejecución antes de los plazos de presentación.

A medida que avanza el ciclo de cumplimiento actual en el marco de la regulación Technology Innovation and Emissions Reduction (TIER) de Alberta, el sistema federal Output-Based Pricing System (OBPS) y el OBPS de Columbia Británica, las organizaciones están entrando en una fase más sensible al tiempo de conciliación de emisiones, adquisición de créditos y planificación de presentaciones.

Karbon-X está observando un aumento en la actividad de instalaciones que buscan validar datos de emisiones, refinar previsiones de obligaciones y asegurar créditos de cumplimiento elegibles de manera más estructurada y oportuna.

"Estamos viendo un cambio claro a medida que las instalaciones pasan de la planificación a la ejecución", afirmó William Bullock, vicepresidente de Trading de Karbon-X. "Las organizaciones que ya tienen visibilidad de su posición de cumplimiento pueden actuar con más control. Aquellas que no la tienen suelen verse obligadas a una compra reactiva bajo plazos más ajustados. Ahí es donde el momento, el acceso al mercado y la ejecución estructurada se vuelven críticos".

Operando dentro de los mercados de carbono regulados de Canadá, Karbon-X apoya a entidades reguladas en:

Seguimiento de emisiones y validación de datos.
Modelización de exposición prospectiva y planificación de obligaciones.
Adquisición estructurada de créditos de cumplimiento elegibles.
Coordinación de procesos de retiro de créditos y registros.
Apoyo en reportes alineado con los plazos de presentación.
Desarrollo de proyectos y generación de oferta dentro de mercados de cumplimiento.

A través de su participación en mercados de créditos de cumplimiento y capacidades de adquisición estructurada, Karbon-X trabaja con organizaciones para alinear las estrategias de aprovisionamiento con las condiciones cambiantes del mercado, ayudando a gestionar la exposición a la presión de precios y el riesgo de ejecución dentro de sistemas regulados.

Con los plazos de cumplimiento acercándose, las organizaciones están entrando en una ventana crítica de ejecución en la que la alineación entre seguimiento de emisiones, aprovisionamiento e informes puede impactar de forma material en los resultados.

Karbon-X está apoyando activamente a instalaciones reguladas en todo Canadá tanto en la ejecución inmediata del cumplimiento como en la planificación de aprovisionamiento a más largo plazo.

Sobre Karbon-X
Karbon-X Corp. (OTCQX:KARX) es un proveedor verticalmente integrado de soluciones climáticas que opera en los mercados de carbono de cumplimiento y voluntarios. La compañía apoya a las organizaciones mediante la medición de emisiones, la participación en mercados ambientales y la ejecución integral de estrategias climáticas. Más información en go.karbon-x.com/canadian-compliance

AleaSoft: bajada de precios de mercados europeos en abril, récords de FV y Brent en máximos desde 2022

Wed, 06 May 2026 12:52:59 +0200

En abril de 2026, los precios promedio mensuales descendieron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a marzo y quedaron, en la mayoría de los casos, por debajo de 85 €/MWh.

Francia registró el promedio mensual más bajo, de 39,80 €/MWh, mientras que Italia anotó el más elevado, de 119,47 €/MWh.

La bajada de precios en abril permitió que Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos alcanzaran sus niveles mensuales más bajos de los últimos meses.

Abril volvió a dejar máximos para la energía fotovoltaica. La producción con esta tecnología aumentó en los principales mercados europeos tanto respecto a marzo como en términos interanuales, y todos alcanzaron récords históricos para un mes de abril.

La producción eólica evolucionó de forma desigual. Alemania e Italia incrementaron su generación respecto a abril de 2025, mientras que la península ibérica registró descensos, del 16% en España y del 34% en Portugal.

La demanda eléctrica mostró un comportamiento mixto: aumentó en la mayoría de los mercados frente a abril de 2025, pero descendió en todos ellos respecto a marzo, influida por unas temperaturas más suaves.

Los futuros de gas TTF para el Front‑Month en el mercado ICE promediaron 44,98 €/MWh en abril, un 15% menos que en marzo, aunque se mantuvieron por encima de los niveles de hace un año.

Los futuros de derechos de emisión de CO2 para diciembre de 2026 en el mercado EEX alcanzaron en abril un promedio mensual de 74,04 €/t, un 5,7% superior al de marzo y un 10% mayor que el de abril de 2025.

Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron un promedio de 102,46 $/bbl, el más alto desde agosto de 2022, todavía condicionados por la incertidumbre geopolítica en Oriente Medio.

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

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting para el almacenamiento de energía y la hibridación
Los proyectos de almacenamiento de energía afrontan hoy retos decisivos para alcanzar una inversión rentable y bancable. No basta con instalar capacidad, sino que es necesario determinar qué configuración permite maximizar ingresos, cómo evolucionarán las oportunidades de arbitraje y de participación en servicios de ajuste, qué impacto tendrá la creciente penetración de baterías sobre esos ingresos y cuál es el dimensionamiento óptimo en proyectos híbridos. Resolver estas incógnitas resulta especialmente relevante tanto en sistemas stand‑alone como en instalaciones híbridas, como las plantas de energía solar fotovoltaica o eólica con baterías. Para dar respuesta a estos desafíos, AleaSoft Energy Forecasting, a través de la división AleaStorage, desarrolla análisis para proyectos de almacenamiento de energía orientados a optimizar ingresos, dimensionamiento y rentabilidad.

Black start en menos de 20 segundos: TÜV certifica por segunda vez la capacidad de grid forming de los sistemas ESS de Sungrow

Tue, 05 May 2026 09:53:00 +0200

A medida que los sistemas eléctricos evolucionan hacia una mayor presencia de energías renovables, la estabilidad de la red y la demanda de tecnologías de grid-forming cobra una importancia fundamental. Sungrow, proveedor líder de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (ESS), ha completado con éxito la primera validación a gran escala de grid-forming del mundo. Los resultados abarcaron 14 escenarios en 138 horas, cumplieron con las normas internacionales, confirmaron un funcionamiento fiable en condiciones complejas de la red y fueron verificados por TÜV Rheinland.

"Basándose en dos décadas de experiencia en tecnología grid-forming y en un profundo conocimiento de los requisitos de estabilidad de los sistemas eléctricos, Sungrow ha construido una plataforma de simulación a gran escala de 30 MW y ha realizado 14 escenarios exhaustivos de pruebas extremas en condiciones reales", afirmó Henry Liu, General Manager del Microgrid and Grid Solutions Center de Sungrow. "Estos resultados demuestran las capacidades de grid-forming y marcan un paso fundamental hacia el despliegue a gran escala de las tecnologías grid-forming".

Paralelamente, toda la gama de productos ESS de Sungrow ha superado la evaluación del organismo notificado (NB) en virtud del Reglamento de la UE sobre baterías (UE) 2023/1542, convirtiéndose en la primera empresa a nivel mundial en completar la evaluación del NB en los segmentos de ESS escala Utility, C&I y residencial.

Rendimiento validado en los principales escenarios críticos de la red eléctrica
A medida que crece la demanda de tecnologías grid-forming, la validación independiente a escala real cobra cada vez más importancia. El centro de pruebas de Sungrow cuenta con una plataforma de simulación de red de 30 MW, equipos reales de regulación de la capacidad en caso de cortocircuito y dispositivos avanzados de pruebas de fallo de arco, lo que permite reproducir condiciones de red complejas y extremas. Las pruebas se ajustan a los requisitos de red de los principales mercados mundiales, entre ellos Europa, Australia y China. A continuación, los resultados más importantes.

Rendimiento en caso de cortocircuito: asistencia fiable en caso de fallo
Una prueba de cortocircuito realizada con equipos reales de simulación de fallos de arco eléctrico reprodujo condiciones de fallo graves. En situaciones idénticas, el sistema grid-forming permaneció conectado y suministró corriente de forma continua, mientras que los sistemas convencionales tienden a desconectarse. Con un tiempo de respuesta de 10 ms, la prueba demostró una contribución estable y continua de corriente de fallo y una gran capacidad para soportar fallos.
Respuesta inercial: mayor estabilidad de la frecuencia
En comparación con los sistemas convencionales de seguimiento de la red, que pueden perder estabilidad en caso de perturbaciones similares, la solución de Sungrow mantuvo un funcionamiento continuo y restableció la estabilidad de frecuencia en cuestión de milisegundos. La prueba demostró una respuesta en milisegundos ante las desviaciones de frecuencia, un funcionamiento estable ante perturbaciones repentinas y una mayor resiliencia del sistema en redes débiles.
Black Start: recuperación rápida del sistema
En una prueba de apagón total, se desconectó toda la alimentación externa de la instalación. Durante esta prueba, el sistema de conversión de energía con capacidad grid-forming de Sungrow estableció la tensión del sistema en 19 segundos y, a continuación, reinició con éxito toda la instalación, restaurando las cargas y la infraestructura sin apoyo externo. Esta capacidad permite un black start a gran escala líder en el sector y mejora significativamente la velocidad de restauración del sistema sin prácticamente ninguna corriente de circulación.

Además de las pruebas mencionadas anteriormente, también se completaron con éxito otras once pruebas, entre las que se incluyen la conmutación on/off-grid, la conmutación de carga y la amortiguación de oscilaciones.

Toda la gama de sistemas de almacenamiento de energía (ESS) de Sungrow supera la evaluación del organismo notificado conforme al Reglamento de la UE sobre baterías
Sungrow ha completado con éxito la evaluación de conformidad realizada por el organismo notificado (ON) TÜV Rheinland (ON n.º 1008) de conformidad con el Reglamento de la UE sobre baterías (UE 2023/1542), convirtiéndose en la primera empresa a nivel mundial en completar la evaluación del ON en los segmentos de almacenamiento de energía a gran escala, comercial e industrial (C&I) y residencial, conforme a las disposiciones actualmente aplicables del reglamento. La evaluación abarcó los requisitos ya en vigor, incluyendo las obligaciones en materia de seguridad, etiquetado y marcaje, las restricciones sobre sustancias peligrosas, el rendimiento y la durabilidad, así como los parámetros de gestión de las baterías, tales como el estado de salud (SOH) y la vida útil prevista.

El Sr. Bowen Dong, general manager de PV&ES Product Services en TÜV Rheinland Greater China, comentó: "La gama de productos de almacenamiento de energía de Sungrow demuestra un sólido rendimiento en cuanto a diseño de seguridad, fiabilidad del sistema y parámetros técnicos clave, cumpliendo plenamente los estrictos requisitos del Reglamento de la UE sobre baterías para sistemas de almacenamiento de energía estacionarios. Como primera empresa a nivel mundial en completar la evaluación NB en los segmentos de almacenamiento de energía a escala Utility, comercial e industrial y residencial, conforme a las disposiciones aplicables del reglamento, el logro de Sungrow proporciona una valiosa referencia para el sector a la hora de abordar el cambiante panorama normativo en Europa".

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, respaldados por una red de 520 puntos de servicio que garantizan una excelente experiencia al cliente. En Sungrow, "nos comprometemos 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

AleaSoft: mínimo histórico diario en Francia en una semana con subidas en los mercados eléctricos europeos

Mon, 04 May 2026 16:16:57 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 27 de abril, la producción solar fotovoltaica aumentó en el mercado alemán por segunda semana consecutiva, esta vez con un incremento del 11 %. En cambio, los mercados de la península ibérica, Francia e Italia registraron descensos. El mercado francés presentó la mayor caída, del 16 %, seguido de los descensos del 13 % en Portugal y del 4,8 % en Italia. Estos mercados revirtieron la tendencia alcista de la semana anterior. Por su parte, el mercado español registró la menor caída, del 1,9 %, y acumuló su segunda semana consecutiva de descensos en la generación fotovoltaica.

El jueves 30, el mercado alemán alcanzó un récord de producción solar fotovoltaica para un día de abril, con una generación de 457 GWh.

Para la semana del 4 de mayo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a una recuperación de la producción en los mercados italiano y español. En cambio, en el mercado alemán se prevé un descenso de la producción fotovoltaica.

Durante la última semana de abril, la producción eólica aumentó en el mercado español respecto a la semana precedente. Este mercado registró un incremento del 16 %, tras cuatro semanas consecutivas de descensos. Sin embargo, los mercados de Portugal, Alemania, Italia y Francia registraron caídas en la producción eólica. El mercado portugués presentó la mayor caída, del 32 %, mientras que el mercado francés registró el menor descenso, del 14 %. El mercado italiano mantuvo la tendencia descendente por segunda semana consecutiva, con una caída del 15 %. Por su parte, el mercado alemán registró un descenso del 22 % en la producción eólica.

En la primera semana de mayo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento de la producción en los mercados de la península ibérica. En cambio, los mercados francés, alemán e italiano registrarán nuevos descensos en la producción con esta tecnología.

Demanda eléctrica
En la semana del 27 de abril, la demanda eléctrica disminuyó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán registró el mayor descenso, del 6,2 %, seguido de los mercados italiano y francés, ambos con caídas del 5,3 %. Por su parte, el mercado británico presentó la menor reducción, del 0,5 %, mientras que los mercados portugués, español y belga registraron descensos del 1,4 %, 2,6 % y 4,1 %, respectivamente. Salvo en el mercado belga, los mercados analizados mantuvieron la tendencia descendente por segunda semana consecutiva.

Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de estos mercados. Bélgica y Alemania registraron los mayores incrementos, de 4,1°C y 3,7°C, respectivamente. Italia presentó la menor subida, de 0,8°C, mientras que en Francia y Gran Bretaña las temperaturas medias aumentaron 2,5°C y 2,7°C, respectivamente. En contraste, la península ibérica fue la excepción, con descensos de 0,1°C en España y 0,5°C en Portugal.

La menor actividad laboral asociada al festivo del 1 de mayo, Día Internacional de los Trabajadores, impulsó principalmente la reducción de la demanda. Adicionalmente, unas temperaturas menos frías que en la semana previa contribuyeron a moderar la demanda eléctrica.

Para la semana del 4 de mayo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a incrementos en todos los mercados analizados, impulsados por la recuperación de la actividad laboral tras el festivo del 1 de mayo.

Mercados eléctricos europeos
Gran parte de los principales mercados eléctricos europeos empezaron la última semana de abril con precios superiores a los de los primeros días de la semana anterior. Pese a la brusca caída de precios registrada en la mayoría de los mercados el día 1 de mayo, en general los precios se recuperaron rápidamente durante el fin de semana. Como consecuencia, el precio promedio semanal subió respecto a la semana anterior en la mayoría de los casos. Sin embargo, los mercados británico, neerlandés y belga registraron descensos de precios del 2,7 %, el 3,9 % y el 7,3 %, respectivamente. Por su parte, en el mercado italiano, el promedio fue similar a la semana anterior, con una ligera bajada del 0,6 %. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 63 %, favorecida en parte por el bajo nivel de partida de la semana anterior, cuando este mercado había registrado el promedio semanal más bajo entre los analizados. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 4,7 % del mercado alemán y el 39 % del mercado nórdico.

En la semana del 27 de abril, los promedios semanales fueron inferiores a 65 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano, cuyos promedios fueron de 105,61 €/MWh y 108,49 €/MWh, respectivamente. El mercado francés alcanzó el menor promedio semanal, de 12,45 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 55,24 €/MWh del mercado nórdico y los 64,75 €/MWh del mercado neerlandés.

Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado francés alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de ‑41,39 €/MWh, el viernes 1 de mayo. Este fue, además, el precio diario más bajo de su historia. El 1 de mayo, los mercados alemán y belga también registraron precios diarios negativos, de ‑2,08 €/MWh y ‑5,47 €/MWh, respectivamente. En el caso del mercado belga, este fue su precio más bajo desde el 12 de mayo de 2025. Por su parte, los mercados neerlandés e italiano alcanzaron sus precios más bajos desde la primera mitad de octubre de 2025, de 1,24 €/MWh y 82,62 €/MWh, respectivamente, el día 1 de mayo.

Por otra parte, los mercados italiano y británico registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh en la mayoría de las sesiones de la última semana de abril, superando los 120 €/MWh en algunas ocasiones. El martes 28 de abril, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 128,59 €/MWh.

En la semana del 27 de abril, el aumento del precio semanal del gas y la caída de la producción eólica y solar ejercieron su influencia al alza sobre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, la caída de la demanda permitió el descenso de los precios en algunos mercados.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de mayo, los precios aumentarán en los mercados eléctricos europeos, influenciados por la recuperación de la demanda. El descenso previsto de la producción eólica contribuirá a los incrementos de precios en los mercados alemán, francés e italiano. En el mercado alemán también bajará la producción solar. Además, los precios del gas continuarán condicionando el comportamiento de los precios de los mercados eléctricos europeos.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE empezaron la última semana del mes de abril con una tendencia ascendente. El 29 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 118,03 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 1 de abril. En las dos últimas sesiones de la semana, los precios invirtieron su tendencia. Como resultado, el viernes 1 de mayo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, 108,17 $/bbl. Sin embargo, este precio todavía fue un 2,7 % mayor al del viernes anterior.

La evolución del conflicto entre Estados Unidos e Irán continuó condicionando la evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent durante la última semana de abril. Por otra parte, el domingo 3 de mayo, la OPEP+ acordó continuar con sus incrementos de producción en junio, a pesar de la salida de la organización de los Emiratos Árabes Unidos el viernes 1 de mayo. Sin embargo, las exportaciones de los países productores del Golfo Pérsico podrían continuar limitadas como consecuencia del conflicto entre Estados Unidos e Irán.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, iniciaron la última semana de abril con descensos de precios y el martes 28 de abril registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 43,59 €/MWh. En cambio, tras una subida del 7,5 % respecto al día anterior, el 29 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 46,85 €/MWh. Posteriormente, los precios volvieron a bajar, pero se mantuvieron por encima de 45 €/MWh. El viernes 1 de mayo, el precio de cierre fue de 45,77 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 2,0 % mayor al del viernes anterior.

Durante la última semana de abril, el conflicto entre Estados Unidos e Irán continuó ejerciendo su influencia sobre los precios de los futuros de gas TTF. Mientras tanto, el nivel de las reservas europeas está por debajo del 35 % actualmente.

Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, se mantuvieron por debajo de 75 €/t durante casi toda la última semana de abril. Sin embargo, el martes 28 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 75,13 €/t. El 29 de abril, tras una caída del 2,5 % respecto al martes, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, 73,22 €/t. El jueves 30 de abril, el precio de cierre fue ligeramente superior, de 73,80 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue 1,5 % menor al de la última sesión de la semana anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y el almacenamiento
La edición número 66 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting tendrá lugar el jueves 21 de mayo. Este evento contará con la participación de Alejandro Diego Rosell, comunicador y consultor del sector de la energía. El webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos y su impacto para el almacenamiento de energía. También abordará el papel en el sistema eléctrico, los ingresos y las oportunidades de las baterías, el almacenamiento y la hibridación, además de presentar casos de éxito de hibridación.

Sungrow presenta nuevas tecnologías grid-forming y adaptadas a diferentes aplicaciones para sistemas eléctricos más resilientes

Mon, 04 May 2026 10:32:59 +0200

Sungrow, líder mundial en inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (ESS), ha presentado nuevas tecnologías de energía basadas en escenarios y orientadas al grid-forming, diseñadas para mejorar la estabilidad del suministro eléctrico, la eficiencia del sistema y la rentabilidad de los proyectos en unos sistemas energéticos cada vez más complejos. Las soluciones se dieron a conocer durante el tercer Global Renewable Energy Summit (GRES) de Sungrow, celebrado en su sede central en Hefei, China. Sus aplicaciones abarcan la integración a gran escala de sistemas fotovoltaicos y de almacenamiento de energía, data centers con IA, hidrógeno verde, infraestructura de recarga de vehículos eléctricos y microrredes.

"Creemos que una solución energética de primera calidad requiere la integración de múltiples fuentes de energía para obtener electricidad a bajo coste, tecnologías grid-forming sistemáticas para garantizar la estabilidad del suministro y diseños personalizados que se adapten a las necesidades de cada escenario", afirmó Jack Gu, vicepresidente de Sungrow. "Ofrecemos energía verde a bajo coste mediante una profunda integración de la energía fotovoltaica y el almacenamiento. "De cada rayo, a cada vatio, para cada rendimiento": así es como maximizamos el valor a lo largo de toda la cadena energética".

El evento reunió a más de 500 invitados y contó con el respaldo de informes técnicos y casos prácticos de implementación en el mundo real. Durante el evento, Sungrow también firmó acuerdos de proyectos estratégicos que le aseguraron más de 11 GWh en nuevos pedidos, incluidos más de 2 GWh en Europa.

Grid-Forming a escala
A medida que los sistemas eléctricos de todo el mundo se enfrentan a la complejidad de la red derivada de la elevada penetración de las energías renovables, Sungrow ha desarrollado capacidades integrales de «grid-forming» (GFM) para sistemas fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento de energía. En el GRES, Sungrow presentó la primera prueba extrema de «grid-forming» a gran escala del mundo, que abarcaba 14 escenarios verificados por TÜV y alineados con los requisitos de red de los principales mercados. Las pruebas demostraron, entre otros resultados, el arranque autónomo (blackstart) satisfactorio de un sistema energético integral en menos de medio minuto.

Sungrow también presentó su sistema de almacenamiento de energía (ESS) a escala industrial de 7,14 MW, PowerTitan 3.0, que cuenta con capacidades de grid-forming. A pesar de su escala y funcionalidad, el sistema permite desplegar un proyecto de 1 GWh en 12 días.

Aplicaciones energéticas para todo tipo de escenarios
Las soluciones de Sungrow se han diseñado en función de escenarios operativos específicos, adaptando la arquitectura del sistema a los requisitos de rendimiento del mundo real:

Data centers de inteligencia artificial (AIDC)

Los avances en IA están impulsando un aumento de la demanda energética de los centros de data centers, lo que requiere una infraestructura resiliente, de alta densidad y energéticamente eficiente. Sungrow ha publicado un informe técnico sobre AIDC en el que se describen los principales retos energéticos y tecnologías, y ha entrado en el sector con una solución integral «de la red al chip». Este año, Sungrow lanzará una solución SST (transformadores de estado sólido) para reducir el espacio ocupado y mejorar la eficiencia, junto con capacidades de ESS de formación de red adaptadas a los data centers.

Hidrógeno verde

Sungrow Hydrogen presentó sus tecnologías de hidrógeno verde, centrándose en la producción de hidrógeno off-grid eólico-solar y en soluciones modulares llave en mano. Su plataforma de pruebas off-grid de energía fotovoltaica, almacenamiento y hidrógeno ha superado las pruebas a largo plazo, y ya se han implantado con éxito soluciones de producción de hidrógeno off-grid en Italia.

Integración de FV, ESS y EV Charging

Muchos proyectos de recarga de vehículos eléctricos adolecen de una mala coordinación entre los componentes del sistema, lo que da lugar a un rendimiento insuficiente y a una reducción de la rentabilidad. La solución FV/ESS/EV de Sungrow, una tecnología integrada «todo en uno», permite una mayor sinergia entre los componentes del sistema, lo que aumenta los ingresos en más de un 50 %. Las capacidades de grid-forming se han ampliado a aplicaciones comerciales e industriales (C&I) para mitigar las fluctuaciones de la red causadas por la recarga ultrarrápida a gran escala.

Microrredes para minería

La mayoría de las minas se encuentran en zonas remotas con acceso limitado a la red eléctrica, cargas complejas y requisitos estrictos de estabilidad del suministro eléctrico. Para abordar esta situación, Sungrow ha publicado conjuntamente con TÜV Rheinland un informe técnico sobre soluciones de energía para microrredes mineras. En él se presenta una solución de microrred minera diseñada para sistemas de mediana escala (2,5 MW–20 MW) hasta clústeres de microrredes múltiples de más de 100 MW.

PowerMatrix: redefiniendo el sistema eléctrico para la era de las energías Renovables
Durante el congreso, Sungrow también presentó su nueva solución PowerMatrix y el inversor Matrix. La tecnología integra la energía fotovoltaica, los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) y las cargas en una red energética unificada y multinodo, en la que la energía puede distribuirse, equilibrarse y optimizarse de forma dinámica y en tiempo real. Se basa en una topología multipuerto, la integración nativa de la energía fotovoltaica y el almacenamiento, el control distribuido, rutas de energía reconfigurables y el grid-forming.

Aprovechando su sólida presencia global y su probada trayectoria en innovación, Sungrow —reconocida como proveedor de inversores fotovoltaicos de primer nivel— alcanzó los 143 GW en envíos de inversores y los 43 GWh en entregas de almacenamiento de energía en 2025. De cara al futuro, la empresa mantiene su compromiso de ofrecer soluciones orientadas al valor y probadas en distintos escenarios que potencien a las industrias de todo el mundo y aceleren la transición energética.

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 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 fiable del mundo (BloombergNEF). Sus innovaciones impulsan proyectos de energía limpia en todo el mundo, respaldados por una red de más de 520 puntos de servicio que garantizan una excelente experiencia al cliente. En Sungrow, "nos comprometemos 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

1KOMMA5°: única empresa en España reconocida como 'Power Partner Certified Installer' por Sungrow por su excelencia en instalaciones fotovoltaicas

Mon, 04 May 2026 10:20:59 +0200

1KOMMA5°, compañía energética de electrificación doméstica y CleanTech que forma parte del grupo alemán 1KOMMA5°, ha recibido el reconocimiento 'Power Partner Certified Installer' de Sungrow, el proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía.

Este reconocimiento pone en valor la excelencia técnica y la calidad en la ejecución de instalaciones fotovoltaicas que 1KOMMA5° desarrolla en el mercado español. El programa Power Partner Certified Installer de Sungrow distingue a los instaladores que cumplen con los más altos estándares de especialización técnica, calidad y fiabilidad en la ejecución de los proyectos. Además, 1KOMMA5° es actualmente la única empresa en España en recibir este reconocimiento, lo que refuerza su posicionamiento como referente en el sector. El premio refuerza la colaboración entre ambas compañías y su apuesta conjunta por ofrecer soluciones energéticas de alto rendimiento respaldadas por tecnología líder y estándares de instalación de primer nivel.

1KOMMA5° y Sungrow mantienen una alianza estratégica orientada a ofrecer la máxima calidad al cliente final. Por un lado, Sungrow ocupa el puesto número 1 a nivel mundial en bancabilidad en la encuesta de 2025 de BloombergNEF, siendo la sexta vez que alcanza esta posición, lo que refuerza su liderazgo en el sector y la confianza del mercado global en sus productos dentro del ámbito de las energías renovables. Por otro lado, 1KOMMA5° ha sido reconocida por Sungrow por su excelencia en la instalación y se sitúa además dentro del top 1% de los mejores instaladores solares de España y Europa, según un estudio comparativo independiente de EUPD Research de 2025 realizado entre más de 24.000 empresas en 12 mercados europeos. La combinación entre tecnología líder e instalación especializada permite garantizar sistemas energéticos eficientes, duraderos y adaptados a las necesidades de los hogares.

Mariana Sánchez, COO y cofundadora de 1KOMMA5° en España, afirma: "Me encantó recibir el premio Power Partner Certified Installer de Sungrow. Estamos comprometidos en ofrecer a nuestros clientes soluciones energéticas de máxima calidad, que les permitan reducir sus facturas de luz durante más de 30 años. Gracias al alcance global de la colaboración de 1KOMMA5° y Sungrow, podemos instalar sistemas solares de primer nivel al alcance de los hogares con condiciones de precio muy competitivas".

Guillermo Donézar, Head of Distribution Spain & Portugal en Sungrow Europe, dice: "Para nosotros es especialmente valioso colaborar con empresas como 1KOMMA5°, capaces de acercar nuestras soluciones al consumidor final y convertir nuestros productos en soluciones energéticas de primer nivel. Esto no solo se debe a su calidad técnica, sino también al compromiso y rigor que demuestran en cada instalación. Reconocer su trabajo a través de este premio es, además, una forma de impulsar y apoyar a aquellas compañías que apuestan firmemente por Sungrow".

Además, los sistemas instalados por 1KOMMA5° que integren tecnología de Sungrow podrán conectarse con Heartbeat AI, el software de gestión energética desarrollado por 1KOMMA5° que permite transformar los hogares en pequeñas plantas de energía inteligente. Gracias a la inteligencia artificial, la plataforma optimiza en tiempo real la producción solar, el almacenamiento en baterías y el consumo de dispositivos como bombas de calor o cargadores de vehículos eléctricos. El sistema también es capaz de comprar electricidad en el mercado cuando los precios son más bajos, optimizando cada kilovatio generado o consumido. De este modo, reduce significativamente la factura energética de los usuarios al tiempo que contribuye a estabilizar la red eléctrica y a integrar más energías renovables. Heartbeat AI ya opera con éxito en los mercados alemán, sueco, neerlandés, danés y australiano, y se está preparando su futuro lanzamiento en otros mercados.

Así, esta colaboración permite a los clientes de 1KOMMA5° beneficiarse de soluciones energéticas de alto rendimiento, que combinan tecnología líder con una instalación de máxima calidad. Esto se traduce en un mayor ahorro en la factura eléctrica con clientes que ahorran generalmente entre 1.000 y 5.000 € anuales, así como en una mayor independencia frente a las constantes subidas de precios y la tranquilidad de contar con sistemas fiables y duraderos, diseñados para rendir durante más de 30 años.

Sobre 1KOMMA5°
1KOMMA5° es una startup de CleanTech dedicada a la energía, calefacción y movilidad neutras en CO2. Fundada en Hamburgo, Alemania, en 2021, la empresa opera en alrededor de 80 ubicaciones en todo el mundo, en 7 mercados, actuando como ventanilla única de acceso para soluciones de energía inteligentes e integradas, como paneles fotovoltaicos, almacenamiento de electricidad, bombas de calor y estaciones de carga. Su tecnología central es Heartbeat AI: esta inteligencia artificial optimiza actualmente más de 50.000 sistemas y crea la mayor central eléctrica virtual de Europa, que conecta a clientes particulares con el mercado energético y gestiona la generación y la venta de electricidad en sincronía con el viento y el sol.
1KOMMA5° ya ha instalado más de 300.000 sistemas de energía descentralizados y controlables. De aquí a 2030, la empresa aspira a convertir más de 1,5 millones de edificios a un suministro energético respetuoso con el clima, contribuyendo así al cumplimiento de los objetivos climáticos de París. 1KOMMA5° es una de las startups de más rápido crecimiento y mayor rentabilidad en Europa. Para obtener más información, visitar: https://1komma5.es

Sobre 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 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, respaldados por una red de 520 puntos de servicio que garantizan una excelente experiencia al cliente. En Sungrow, "nos comprometemos 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

El petróleo cae por debajo de los 100 dólares, pero la crisis energética sigue activa

Mon, 04 May 2026 10:12:57 +0200

Tras el anuncio de un alto el fuego entre EE. UU. e Irán, los precios del petróleo se desplomaron por debajo de los 100 dólares el barril: el WTI perdió más del 20 % en un solo día, mientras que el Brent cayó alrededor de un 19 %. Para los mercados, esto supuso una señal de alivio: las aerolíneas subieron con fuerza, las petroleras corrigieron y los inversores comenzaron a descontar una posible moderación de la inflación.

Pero el mercado parece haber creído en la normalización demasiado pronto.

Incluso tras la distensión, los suministros a través del estrecho de Ormuz siguen siendo limitados, el mercado físico del petróleo continúa mostrando señales claras de escasez y los riesgos para la logística y las cadenas de suministro no han desaparecido. La caída de los futuros parece más una reacción a los titulares que una confirmación real de que la crisis energética haya terminado.

Qué ha ocurrido
Tras varias semanas de conflicto y el bloqueo de facto del estrecho de Ormuz, EE. UU. e Irán acordaron un alto el fuego de dos semanas. Esto bastó para provocar un fuerte rebote de alivio en los mercados.

El WTI cayó hasta los 94,41 dólares por barril, su mayor descenso diario desde 2020, mientras que el Brent se situó en torno a los 94,75 dólares. El mercado comenzó a anticipar un escenario de normalización: recuperación de los suministros, caída de los precios energéticos y alivio de la presión inflacionista.

Sin embargo, en menos de 24 horas, los precios volvieron a repuntar y el WTI superó de nuevo los 100 dólares. Un alto el fuego no implica que los flujos físicos de petróleo se normalicen de inmediato.

El estrecho de Ormuz sigue siendo el factor clave
El principal cuello de botella continúa siendo el estrecho de Ormuz. Incluso tras el alto el fuego, el tráfico marítimo sigue muy por debajo de los niveles habituales.

Según Reuters, el volumen de paso se sitúa por debajo del 10 % de lo normal. Más de 1.400 petroleros esperan a ambos lados del estrecho, mientras otros intentan obtener permiso para cruzar.

Esto es crítico: alrededor del 20 % del comercio mundial de petróleo y gas pasa por esta ruta. Mientras no se restablezca plenamente, es prematuro hablar del fin de la crisis energética.

En este contexto, Pedro Santa Cruz, director de Freedom24 Iberia, S.L. (agente vinculado de Freedom Finance Europe Ltd. en España), advierte que "la pregunta clave es muy simple: ¿está abierto el estrecho de Ormuz o no? Mientras siga parcialmente cerrado, el mercado va a seguir tensionado. Si el bloqueo se prolonga, ver el barril por encima de los 200 dólares no debería sorprender a nadie. No es un escenario extremo, es pura aritmética: estamos perdiendo en torno al 13 % del suministro global y ese volumen no puede sustituirse con rapidez".

El mercado físico sigue indicando escasez
Más allá de los futuros, el verdadero termómetro del mercado está en el petróleo físico.

Aunque el Brent y el WTI cayeron tras el anuncio del alto el fuego, los precios reales apenas reaccionaron. En Europa, África y EE. UU., los grados físicos siguen encareciéndose, reflejando una escasez persistente.

El petróleo disponible hoy se está pagando con primas muy superiores al de entrega futura, una señal clara de tensión en el mercado. Este fenómeno, conocido como backwardation, indica que los compradores están compitiendo por el suministro inmediato.

Santa Cruz añade que "para saber si la crisis ha terminado de verdad, no hay que mirar los titulares, sino la curva. Mientras el mercado esté en backwardation extremo, la escasez es real. El día que veamos contango será el primer indicio serio de normalización".

Además, la competencia por los barriles disponibles se ha intensificado. Europa y Asia están compitiendo por crudo procedente de EE. UU., África y el Mar del Norte, elevando las primas a niveles históricamente altos.

A esto se suma el encarecimiento del transporte. La demanda de petroleros ha aumentado y las tarifas de flete se han disparado, lo que encarece aún más el suministro.

La recuperación no será inmediata
Incluso si el estrecho de Ormuz se reabre completamente en las próximas semanas, el mercado no volverá automáticamente a la normalidad.

Durante el conflicto, el suministro global se redujo en unos 13–14 millones de barriles diarios, con caídas significativas en las exportaciones de varios países del Golfo. Parte de esa producción —especialmente de crudos medios y pesados— no puede sustituirse rápidamente.

Además, señala Santa Cruz que "si el estrecho permanece cerrado durante todo un mes, la pérdida acumulada equivale prácticamente al volumen que la AIE ha liberado históricamente para estabilizar el mercado. Hablamos de cientos de millones de barriles que han tardado años en acumularse y que pueden desaparecer en semanas".

Impacto en inflación y empresas
Incluso con el petróleo por debajo de los 100 dólares, el impacto económico ya está en marcha.

Los precios de combustibles como gasolina o queroseno se ajustan con retraso, lo que mantiene la presión sobre sectores como aerolíneas, transporte o industria intensiva en energía.

Además, la logística sigue tensionada: rutas más largas, mayores costes de seguro y transporte, y disrupciones en las cadenas de suministro. Esto se traduce en menores márgenes o en subidas de precios al consumidor.

El impacto también se extiende a los alimentos. El encarecimiento de los fertilizantes añade presión a la inflación alimentaria, lo que podría trasladarse al consumidor en los próximos meses.

Qué deben tener en cuenta los inversores
Los mercados están descontando un escenario de rápida normalización, pero este parece optimista.

Un alto el fuego no es suficiente. La normalización real requiere la reapertura completa de Ormuz, la recuperación de la producción y la estabilización de las cadenas logísticas.

Hasta entonces, el mercado del petróleo seguirá siendo volátil y los riesgos inflacionistas, elevados.

En este entorno, los sectores energéticos, exportadores de GNL, defensa y fertilizantes muestran mayor resiliencia. Por el contrario, aerolíneas, transporte, industria intensiva en energía y consumo siguen siendo los más expuestos.

En definitiva, la caída del petróleo por debajo de los 100 dólares es más un respiro puntual que el final de la crisis energética. La clave no está en los futuros, sino en la rapidez con la que el mundo pueda restablecer los flujos reales de energía.

AleaSoft: España ante el riesgo de perder la mayor oportunidad industrial del siglo: los centros de datos

Thu, 30 Apr 2026 13:40:58 +0200

En los últimos años, los centros de datos han dejado de ser una infraestructura tecnológica más para convertirse en uno de los principales destinos de inversión global, impulsados por el crecimiento de la inteligencia artificial, la computación en la nube y la digitalización masiva. En la actualidad, compiten en volumen inversor con sectores estratégicos como las energías renovables o los semiconductores.

Sin embargo, España, que reúne condiciones para posicionarse como uno de los grandes polos europeos de infraestructuras digitales, corre el riesgo de quedarse atrás en esta carrera.

Una oportunidad histórica, que no es automática
España parte con una serie de ventajas estructurales relevantes. Entre ellas, la disponibilidad de energía renovable abundante y competitiva, la existencia de territorio apto para el desarrollo de grandes infraestructuras, una posición geográfica estratégica dentro de Europa y un elevado interés inversor con proyectos anunciados que suman decenas de miles de millones de euros. Estas condiciones permitirían consolidar al país como un hub fundamental en el ecosistema digital europeo. No obstante, hay un matiz crítico: disponer de estas ventajas no garantiza automáticamente la captación efectiva de la inversión.

El problema: regulación, red y señales contradictorias
El desarrollo de estos proyectos se enfrenta actualmente a una combinación de barreras que generan incertidumbre en el mercado. Uno de los principales retos es la limitada capacidad de conexión a la red eléctrica, que actúa como un cuello de botella. Existen proyectos que no pueden acceder a la infraestructura actual, lo que introduce dudas sobre la viabilidad real de nuevas inversiones que requieren un suministro de energía garantizado.

A esta situación se suma un marco regulatorio incierto. El Gobierno español avanza hacia la exigencia de eficiencia energética y control de consumo, con posibles restricciones si no se cumplen determinados criterios. Aunque estos criterios son coherentes con los objetivos de sostenibilidad, la falta de claridad y previsibilidad en su aplicación genera incertidumbre para los inversores internacionales, que tienden a priorizar entornos estables.

Además, la coexistencia de mensajes contradictorios en torno al sector, donde se alternan incentivos a la inversión con advertencias sobre posibles restricciones o incluso referencias a una supuesta burbuja, refuerza la percepción de inseguridad. Esta situación transmite al mercado la idea de que España aún no ha definido una posición clara respecto al papel de los centros de datos en su estrategia industrial.

Mientras tanto, el norte de Europa avanza
Países del norte de Europa como Noruega, Suecia o Finlandia están captando una parte significativa de la inversión gracias a la combinación de energía abundante y estable, regulación clara, acceso garantizado a la red y una estrategia país alineada. Este avance no es casual, sino el resultado de una política industrial definida y coherente. En contraste, España corre el riesgo de consolidar una situación en la que el potencial no se traduce en desarrollo real.

El error estratégico: ver el consumo y no el valor
Parte del problema radica en un enfoque centrado en el consumo energético de los centros de datos, sin considerar plenamente el valor que generan. Aunque estas infraestructuras requieren grandes cantidades de electricidad, también aportan beneficios relevantes en términos de inversión extranjera directa, creación de empleo cualificado, desarrollo de ecosistemas tecnológicos y aumento de la demanda estructural de electricidad, lo que contribuye a la rentabilidad de las energías renovables. Además, los centros de datos pueden ayudar a estabilizar el sistema si se integran con flexibilidad y almacenamiento de energía. En otras palabras: no son un problema energético, son una oportunidad energética e industrial.

El riesgo real: perder la ventana
El principal riesgo para España es la pérdida de una ventana de oportunidad limitada en el tiempo. Las decisiones de localización de grandes infraestructuras digitales se están tomando hoy en día y tienen un carácter prácticamente irreversible a medio plazo. Si no se garantiza un entorno con claridad regulatoria, acceso efectivo a la red y una visión estratégica definida, la inversión no se pospone, sino que se pierde.

La encrucijada de los centros de datos en España
España se encuentra ante una decisión estratégica determinante. Puede liderar el desarrollo de infraestructuras digitales en Europa apoyándose en su ventaja en energía renovable, o bien dejar pasar una oportunidad comparable a la expansión de las energías renovables hace dos décadas. La diferencia entre ambos escenarios no depende de la tecnología, sino de la capacidad para ofrecer un entorno regulatorio claro, garantizar el acceso a red y actuar con rapidez y visión estratégica. Porque en esta carrera, como en tantas otras, no gana el que más potencial tiene, sino el que elimina antes las barreras.

Previsiones y análisis de AleaSoft Energy Forecasting para proyectos renovables y de almacenamiento
AleaSoft Energy Forecasting, a través de su división AleaGreen, proporciona previsiones de largo plazo de mercados de energía, esenciales para la financiación de proyectos de energías renovables, la negociación de contratos PPA, la valoración de activos y el diseño de estrategias de cobertura. Entre los servicios que ofrece AleaGreen se encuentran las previsiones de producción para diferentes tipos de plantas renovables, acompañadas de las correspondientes previsiones de precios de mercados, así como de garantías de origen.

Además, la división AleaStorage suministra informes de previsiones para proyectos de almacenamiento de energía. Entre los servicios de AleaStorage se encuentran el cálculo de ingresos y rentabilidad tanto en sistemas de baterías stand-alone como en soluciones híbridas, especialmente en proyectos de energía fotovoltaica con almacenamiento.