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

AleaSoft: aumentan los precios de los mercados europeos en una semana de nuevos máximos fotovoltaicos

Mon, 20 Apr 2026 17:43:43 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 13 de abril, la producción solar fotovoltaica aumentó en la península ibérica y Francia. Los mercados portugués y español revirtieron la tendencia a la baja de la semana anterior y registraron el mayor incremento, del 30 % y 28 % respectivamente. El mercado francés experimentó el menor aumento, de un 7,8 %. En cambio, los mercados alemán e italiano cambiaron la tendencia alcista de la semana anterior y la generación fotovoltaica cayó un 19 % y un 17 % en cada caso.

Además, el viernes 17 de abril, tres mercados marcaron un nuevo máximo histórico de producción fotovoltaica para un día del mes de abril. El mercado español generó 213 GWh de energía solar. Al mismo tiempo, el mercado francés generó 145 GWh y el mercado portugués generó 26 GWh.

Durante la semana del 20 de abril, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar aumentará en los mercados alemán e italiano. Sin embargo, en el mercado español la producción fotovoltaica disminuirá.

Durante la semana del 13 de abril, la producción eólica continuó la tendencia a la baja de la semana anterior y disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana precedente. El mercado portugués experimentó la mayor caída, del 74 %, y fue seguido por el mercado alemán, con una caída del 54 %. Los mercados francés y español registraron una caída menor, del 31 % y el 20 %, respectivamente. El mercado italiano fue la excepción. Aquí, después de dos semanas de caída, la producción eólica aumentó un 74 %.

En la semana del 20 de abril, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción eólica aumentará en los mercados portugués, francés y alemán. En los mercados español e italiano la producción eólica disminuirá.

Demanda eléctrica
En la semana del 13 de abril, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior, revirtiendo la tendencia a la baja observada la semana anterior. En los mercados alemán y británico la demanda aumentó un 9,8 % y un 6,0 % respectivamente. En los mercados italiano y francés, la demanda subió un 4,1 % y un 2,8 % en cada caso. La península ibérica experimentó el menor aumento. La demanda en los mercados portugués y español aumentó un 0,9 % y un 0,3 % respectivamente. La excepción a la tendencia positiva fue el mercado belga, donde la demanda cayó un 0,1 %.

Al mismo tiempo, las temperaturas medias aumentaron 2,5°C en Alemania y 2,1°C en Italia. En Gran Bretaña se mantuvieron similares a la semana anterior. En el resto de los mercados analizados, las temperaturas medias bajaron entre 0,2°C en España y Portugal y 0,6°C en Francia.

Para la semana del 20 de abril, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia positiva se revertirá y la demanda disminuirá en los mercados alemán, francés, italiano y británico. En el mercado portugués se mantendrá similar mientras que en los mercados español y belga la demanda aumentará.

Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de abril, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos registraron sus valores diarios más elevados en los primeros días de la semana, descendiendo después. Aun así, el precio promedio semanal aumentó respecto a la semana anterior. El mercado italiano registró el menor aumento, del 2,7 %. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 109 %. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 21 % del mercado británico y el 67 % del mercado nórdico.

En la semana del 13 de abril, los promedios semanales fueron superiores a 95 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados español, portugués y francés, cuyos promedios fueron de 50,38 €/MWh, 50,73 €/MWh y 70,93 €/MWh, respectivamente. El mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 123,19 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 97,42 €/MWh del mercado nórdico y los 109,09 €/MWh del mercado alemán.

Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado español alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 23,80 €/MWh, el lunes 13 de abril. Ese día, el mercado portugués también alcanzó un precio diario inferior a 25 €/MWh, de 23,88 €/MWh. Por su parte, el mercado italiano, el sábado 18 de abril, alcanzó su precio diario más bajo desde el 23 de febrero, de 89,39 €/MWh.

Por otra parte, la mayoría de los mercados eléctricos europeos registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh en alguna sesión de la tercera semana de abril, alcanzando los mayores precios diarios en las primeras sesiones de la semana. El martes 14 de abril, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 150,62 €/MWh. Ese día, el mercado nórdico registró su precio diario más elevado desde el 25 de febrero, de 111,14 €/MWh.

En la semana del 13 de abril, el aumento de los precios de los derechos de emisión de CO2, la caída de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, la producción solar bajó en los mercados alemán e italiano.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de abril, los precios descenderán en los mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la demanda y el incremento de la producción eólica y solar en la mayoría de los mercados. Sin embargo, la evolución de los precios de los mercados eléctricos europeos también estará condicionada por el comportamiento de los precios del gas.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE se mantuvieron por debajo de 100 $/bbl durante la tercera semana de abril. El jueves 16 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 99,39 $/bbl. En cambio, tras una caída del 9,1 % respecto al día anterior, el viernes 17 de abril, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 90,38 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 5,1 % menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 11 de marzo.

El lunes 13 de abril, el precio de cierre de los futuros de petróleo Brent superó los 99 $/bbl tras el fracaso de las negociaciones de paz entre Estados Unidos e Irán. Las perspectivas de nuevas negociaciones ejercieron su influencia a la baja sobre los precios en la mayoría de las siguientes sesiones de la semana. Sin embargo, las dudas sobre el resultado de las negociaciones, así como la caída de las reservas estadounidenses de petróleo, contribuyeron al incremento de los precios el jueves. A final de la semana, la tregua entre Israel y el Líbano, así como el anuncio de la reapertura del estrecho de Ormuz por parte de Irán, ejercieron su influencia a la baja sobre los precios, que volvieron a descender.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 13 de abril alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 46,41 €/MWh. Posteriormente, los precios iniciaron una tendencia mayoritariamente descendente. Como resultado, el viernes 17 de abril, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 38,77 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 11 % menor al de la última sesión de la semana anterior y el más bajo desde el 28 de febrero.

El fracaso de las negociaciones de paz mantenidas durante el fin de semana anterior y el bloqueo impuesto por Estados Unidos a los puertos iraníes contribuyeron al precio máximo semanal registrado el lunes 23 de abril. Sin embargo, el resto de la semana los precios de cierre se mantuvieron por debajo de 45 €/MWh influenciados por las expectativas de nuevas conversaciones de paz entre Estados Unidos e Irán, así como la posible extensión del alto al fuego entre ambos países. El jueves también inició un alto al fuego entre Israel y el Líbano. Además, el incremento de las temperaturas, el descenso de las importaciones de gas natural licuado en Asia y una mayor producción renovable contribuyeron al descenso de los precios durante la tercera semana de abril.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, el lunes 13 de abril, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 72,61 €/t. El resto de la semana, los precios de cierre se mantuvieron por encima de 74 €/t. El viernes 17 de abril estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 77,48 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 6,4 % mayor al de la última sesión de la semana anterior y el más alto desde el 12 de febrero.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía y el almacenamiento en Europa
El jueves 16 de abril AleaSoft Energy Forecasting celebró la edición número 65 de su serie de webinars mensuales. En esta ocasión, el ponente invitado fue Raúl García Posada, director de ASEALEN, la Asociación Española de Almacenamiento de Energía, quien participó por quinta vez en la serie de webinars mensuales. Este webinar analizó la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, así como la normativa, situación actual y perspectivas del almacenamiento de energía.

La grabación de la mesa de análisis que se realiza en la segunda parte del webinar, está disponible en este enlace.

Black Star consolida su modelo multienergético con foco en innovación y sostenibilidad

Mon, 20 Apr 2026 15:07:43 +0200

Black Star continúa fortaleciendo su presencia en el mercado energético a través de un modelo empresarial que combina escala operativa, diversificación de negocio e inversión en I+D+i.

La compañía mantiene una estructura preparada para responder a un sector cada vez más exigente, en el que la eficiencia, la adaptación tecnológica y la visión estratégica resultan determinantes.

Black Star articula una propuesta integral que abarca distintas áreas del negocio energético, desde combustibles y gas hasta biocombustibles y nuevas soluciones asociadas a la evolución del sector.

Este enfoque le permite consolidar una posición competitiva en un entorno marcado por la transformación de la demanda y la necesidad de operar con mayor flexibilidad.

Black Star refuerza una estructura basada en diversificación y capacidad operativa
Uno de los principales activos de Black Star es su capacidad para integrar distintas líneas de actividad dentro de una misma visión empresarial.

Esta estructura diversificada fortalece su posicionamiento y le permite mantener una lógica de crecimiento sostenido, alineada con los desafíos técnicos, económicos y regulatorios que definen actualmente al sector energético.

"El verdadero liderazgo energético consiste en producir valor sin comprometer el futuro", afirma Ignacio Purcell Mena.

Black Star sitúa la innovación y la sostenibilidad en el centro de su posicionamiento
La innovación ocupa un lugar central en la evolución de Black Star. La compañía mantiene una apuesta por el desarrollo de nuevas soluciones energéticas, al tiempo que impulsa una visión de sostenibilidad vinculada a la eficiencia, la modernización operativa y la incorporación progresiva de tecnologías con menor impacto ambiental.

En este contexto, Black Star refuerza una narrativa empresarial que no se limita a la operación tradicional, sino que incorpora una mirada estratégica sobre la transición energética y el papel que deben asumir las compañías del sector en los próximos años.

Con esta visión, Black Star consolida un posicionamiento corporativo basado en solidez operativa, diversificación inteligente e innovación con enfoque estratégico, tres factores clave para reforzar su presencia en la industria energética.

Juan Pablo Sánchez Gasque lidera la expansión internacional de Black Star Petroleum

Mon, 20 Apr 2026 14:31:44 +0200

El empresario Juan Pablo Sánchez Gasque avanza en la consolidación operativa y financiera de Black Star Petroleum mediante una hoja de ruta enfocada en crecimiento estructurado, control operativo y estabilidad financiera.

En un entorno marcado por cambios regulatorios y mayor presión competitiva, el liderazgo de Juan Pablo Sánchez Gasque apuesta por una expansión sostenible, alineada con estándares internacionales de gobernanza y gestión corporativa.

Juan Pablo Sánchez Gasque y el modelo de expansión institucional de Black Star Petroleum
Bajo la dirección de Juan Pablo Sánchez Gasque, la compañía ha implementado un esquema de crecimiento basado en evaluación técnico-financiera rigurosa, planificación estructurada y control operativo centralizado, reforzando su presencia en mercados estratégicos con criterios de sostenibilidad y solidez institucional.

Juan Pablo Sánchez Gasque y la expansión internacional con disciplina financiera
Black Star Petroleum avanza en oportunidades comerciales y alianzas estratégicas bajo un modelo de evaluación integral que prioriza viabilidad económica, mitigación de riesgos y eficiencia en la asignación de recursos.

Black Star Petroleum refleja una estructura organizativa diseñada para optimizar operaciones, fortalecer gobernanza y garantizar competitividad en mercados internacionales.

Juan Pablo Sánchez Gasque y la visión estratégica en un entorno energético competitivo
El enfoque liderado por Juan Pablo Sánchez Gasque integra disciplina financiera, control estructural y análisis estratégico continuo, permitiendo consolidar activos y reforzar posicionamiento dentro de la industria energética.

"La expansión internacional en el sector energético exige disciplina financiera, control operativo y una estructura corporativa capaz de adaptarse con agilidad a mercados cada vez más exigentes", afirma Juan Pablo Sánchez Gasque.

Este modelo empresarial reafirma la proyección internacional de la compañía y su capacidad de adaptación en escenarios regulatorios y financieros complejos.

Juan Pablo Sánchez Gasque y la consolidación institucional con proyección internacional
La estrategia impulsada por Juan Pablo Sánchez Gasque combina expansión responsable, estructura corporativa sólida y alineación con estándares internacionales de gestión.

Con esta hoja de ruta, Juan Pablo Sánchez Gasque consolida su liderazgo en el sector energético, reforzando el posicionamiento internacional y la capacidad de ejecución de Black Star Petroleum.

Cuerva reúne en Granada un llamamiento europeo para acelerar las redes eléctricas del futuro

Fri, 17 Apr 2026 14:51:43 +0200

La transición energética europea dependerá en gran medida de la capacidad para modernizar las redes eléctricas. Ese fue uno de los mensajes centrales del GEODE Spring Seminar 2026, que situó a Granada en el epicentro del debate energético europeo. Acogido por la energética granadina, Cuerva, en su nueva sede institucional, más de un centenar de representantes institucionales, reguladores y compañías energéticas debatieron sobre cómo preparar el sistema eléctrico para un escenario cada vez más electrificado, descentralizado y digitalizado.

El encuentro, organizado por GEODE, asociación europea que representa a más de 1.200 distribuidores locales de electricidad y gas, situó a Granada como punto de referencia del debate energético continental en un momento decisivo para Europa, marcado por la necesidad de reforzar su autonomía estratégica, acelerar la descarbonización y garantizar infraestructuras capaces de absorber la nueva demanda energética.

Como empresa anfitriona y miembro de GEODE, Cuerva ha reforzado su presencia clave en la transformación del sistema energético y en el desarrollo de redes preparadas para los retos del siglo XXI. Ignacio Cuerva, CEO de la compañía, destacó:

"Que Granada acoja este encuentro europeo y que Cuerva lidere su organización es un motivo de satisfacción para nuestra compañía y ciudad". "Las redes eléctricas tendrán un papel central en el nuevo modelo energético", añadió.

El acto inaugural contó con la participación del consejero de Industria, Energía y Minas de la Junta de Andalucía, Jorge Paradela, la alcaldesa de Granada, Marifrán Carazo, y representantes europeos del sector. Paradela subrayó

"Europa no puede construir las redes del futuro con la geografía energética del pasado". Y puso en valor que Granada sea sede de un encuentro estratégico para la transición energética, como nodo de conocimiento y tecnología.

La apertura institucional estuvo a cargo de la alcaldesa de Granada, Marifrán Carazo Villalonga, quien dio la bienvenida a los asistentes y destacó la capacidad de Granada para atraer encuentros internacionales vinculados a sectores estratégicos y su creciente posicionamiento como ciudad abierta a la innovación y al talento, señalando a Granada como "una ciudad excepcional para hacer negocios".

Tras ella, Gerardo Cuerva, presidente de la Confederación Granadina de Empresarios, destacó el potencial de Granada como hub empresarial e internacional, más allá de su proyección turística. Además, como presidente de CIDE, abogó por una mayor inversión en la red eléctrica, una retribución justa y la apuesta continua por la digitalización.

Un foro europeo para redefinir el papel de las redes
Bajo el título 'Construyendo la red del mañana: cómo la digitalización y la flexibilidad configuran la remuneración de los distribuidores', el seminario ha servido como un espacio de reflexión compartida sobre el papel que deben desempeñar las redes eléctricas en el nuevo sistema energético europeo.

A lo largo de la jornada, expertos europeos coincidieron en que la electrificación de la industria, la movilidad y los hogares exigirá un salto inversor sin precedentes en distribución eléctrica. En este contexto, se recordó que Europa necesitará movilizar cientos de miles de millones de euros en redes durante las próximas décadas para sostener la transición energética.

Los diferentes expertos durante las mesas redondas han abordado cuestiones estratégicas como la necesidad de impulsar la inversión en infraestructuras de distribución —con previsiones que apuntan a más de 700.000 millones de euros hasta 2040—, el desarrollo de marcos regulatorios que favorezcan la digitalización, o la incorporación de tecnologías como la inteligencia artificial en la operación y planificación de los sistemas energéticos.

Asimismo, se ha puesto el foco en la importancia de avanzar hacia una red eléctrica verdaderamente interconectada a nivel europeo, superando las limitaciones actuales y permitiendo una integración más eficiente de las energías renovables.

Ampliación de detalles sobre las mesas redondas en el Anexo.

La visión europea: seguridad energética y autonomía estratégica
Uno de los momentos clave de la jornada vino de la mano de la Comisión Europea, representada por Cristina Lobillo, directora de Seguridad Energética y Relaciones Internacionales de la DG ENER.

En su intervención, Lobillo situó el debate en el contexto geopolítico actual, marcado por la guerra en Ucrania y la inestabilidad en Oriente Medio. Aunque aseguró que no existe un riesgo inmediato para el suministro eléctrico, advirtió de la elevada dependencia europea de los combustibles fósiles, que aún representan cerca de dos tercios del mix energético.

"A medio y largo plazo, la respuesta es acelerar la transición energética. No es solo una cuestión de sostenibilidad, sino de autonomía y competitividad".

Asimismo, alertó sobre vulnerabilidades estructurales, como la dependencia europea en el procesamiento de minerales críticos —con una fuerte concentración en China—, y avanzó que Bruselas trabaja en nuevas medidas regulatorias que se publicarán próximamente para reforzar el desarrollo del sistema energético europeo.

Cuerva, anfitriona de un encuentro clave para Europa
Como empresa anfitriona y miembro de GEODE, Cuerva ha desempeñado un papel central en la organización de este foro. Durante la inauguración, Ignacio Cuerva, ha destacado el valor del encuentro tanto a nivel sectorial como territorial:

"En este seminario participan empresas de más de diez países de la Unión Europea, representando a millones de consumidores. Que Cuerva lidere y sea sede de este evento es un motivo de satisfacción".

"Cuerva además subrayó el momento de cambio estructural que atraviesa el sector, señalando que estamos ante un cambio de paradigma: pasamos de un modelo basado en combustibles fósiles a uno sustentado en energías limpias y renovables. "En este contexto, las redes eléctricas adquieren un papel central en todo el proceso", añadió.

GEODE, impulsando el papel de la distribución en Europa
El Spring Seminar se enmarca en la actividad anual de GEODE, la asociación europea que representa a los distribuidores locales de electricidad y gas, y que este año celebra su 35º aniversario.

A lo largo de estas tres décadas, GEODE ha sido una voz clave en Europa para poner en valor el papel de las redes de distribución en la transición energética. En un momento como el actual, este tipo de encuentros no solo permiten compartir conocimiento, sino también alinear visiones entre empresas, reguladores e instituciones sobre hacia dónde debe evolucionar el sistema energético.

Durante la clausura, su presidente, Hans Kreisel, puso sobre la mesa una idea clara: la magnitud del reto exige avanzar más rápido y de forma coordinada. "La transición energética depende de inversiones que alcanzan los 67.000 millones de euros anuales, y es fundamental que los reguladores evolucionen al mismo ritmo que lo hacen la industria y la sociedad".

En su intervención, Kreisel también apuntó a una cuestión de fondo que atraviesa todo el debate europeo: la distancia que todavía existe entre los marcos regulatorios y la realidad del sector. Mientras las redes asumen cada vez más responsabilidades —desde garantizar el suministro hasta acompañar la electrificación o impulsar la digitalización—, los modelos actuales no siempre reflejan esa complejidad.

En este sentido, insistió en que el futuro de las redes no pasa por elegir entre tecnología o inversión, sino por entender que ambas deben avanzar de la mano, junto a un elemento que a menudo se da por hecho, pero resulta clave:

"No se trata solo de tecnología. Necesitamos también confianza: entre operadores, con los reguladores y con los propios consumidores que participarán en estos nuevos modelos".

Otro de los puntos que dejó el cierre fue el potencial real de la digitalización como palanca de eficiencia. Según trasladó, apostar por soluciones digitales frente a modelos tradicionales puede suponer ahorros de entre el 25% y el 35% en inversiones en red, además de mejorar la capacidad de respuesta del sistema.

La conversación también miró al corto y medio plazo, especialmente en lo que respecta al papel de tecnologías como la inteligencia artificial, cuyo avance —cada vez más acelerado— está empezando a transformar la forma en la que se planifican y operan las redes. Un desarrollo que, según Kreisel, el sector debe abordar de forma decidida, pero también segura y coordinada.

El mensaje final fue claro y compartido por muchos de los participantes a lo largo de la jornada: las redes eléctricas del futuro deberán ser más inteligentes, más digitales y flexibles, pero también seguir siendo una infraestructura fiable, capaz de sostener la seguridad y la calidad del suministro en un sistema cada vez más complejo.

Un espacio para el diálogo, la innovación y la colaboración en Granada
El encuentro ha combinado sesiones técnicas con espacios de intercambio entre profesionales, reforzando la necesidad de avanzar hacia una mayor coordinación entre instituciones, reguladores y empresas.

Para Cuerva, la celebración de este seminario en Granada supone un paso más en su compromiso con el desarrollo del sector y del territorio:

"Acoger este encuentro en nuestra ciudad es una oportunidad para contribuir al debate europeo desde el territorio y reforzar el papel de las redes en el futuro energético", añadía Ignacio Cuerva durante su intervención.

La celebración del GEODE Spring Seminar consolida naturalmente a Granada como sede de encuentros internacionales vinculados a los grandes retos del futuro.

AleaSoft: el almacenamiento redefine el sistema eléctrico: del mercado europeo a la realidad española

Fri, 17 Apr 2026 13:35:43 +0200

El pasado jueves 16 de marzo, AleaSoft Energy Forecasting celebró la edición 65 de su serie de webinars mensuales con más de seis años de continuidad. En esta ocasión, el evento contó con la participación de Raúl García Posada, director de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (ASEALEN) y de Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft. La moderación del webinar y de la mesa de análisis estuvo a cargo de Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft, quien condujo la discusión sobre la situación actual del almacenamiento de energía, el marco regulatorio que lo envuelve y las perspectivas para los próximos meses.

El mercado europeo ya ha cambiado: el papel creciente de la flexibilidad
Uno de los indicadores más claros de esta transformación es el aumento de las horas con precios cero o negativos, un fenómeno que refleja un desequilibrio estructural entre generación y demanda. La fuerte penetración de energías renovables, junto con una demanda que no crece al mismo ritmo y una capacidad limitada para gestionar excedentes, está configurando un sistema que en determinados momentos no puede absorber toda la energía generada.

El almacenamiento: de complemento a pieza clave
En este contexto, el almacenamiento de energía está adquiriendo un papel protagonista por pura lógica de mercado. Las baterías permiten capturar valor en un entorno donde las diferencias de precios entre horas son cada vez mayores, transformando el arbitraje de energía de una opción para la optimización de beneficios a un elemento central del sistema. Comprar energía en momentos de bajo precio y venderla a horas de mayor valor se está consolidando como una estrategia clave, incluso con un único ciclo diario en mercados como el español.

Renovables y pérdida de valor: la necesidad de hibridación
Este nuevo escenario también impacta directamente en las plantas renovables. El aumento de la generación, especialmente solar, provoca que una parte creciente de la energía se venda en momentos de bajo precio, deteriorando el valor real o precio capturado de los proyectos. Ante esta situación, la hibridación con almacenamiento se posiciona como la solución más directa, permitiendo desplazar la producción hacia horas de mayor valor y mejorar la rentabilidad.

La demanda empieza a reaccionar
Paralelamente, el papel del consumidor está ganando importancia. El mercado cada vez es más claro sobre las horas de consumo. El diferencial entre precios medios y precios en horas punta, conocido como evening peak premium, indica que consumir en determinados momentos puede resultar significativamente más caro. Esto abre la puerta a una demanda más activa, capaz de optimizar su consumo en función de las condiciones del mercado.

Un punto crítico: cómo interpretar el mercado
A medida que el sistema se vuelve más complejo, también aumenta el riesgo de interpretarlo de forma incorrecta. El uso de referencias simplificadas, como mercados de futuros poco líquidos a largo plazo, puede llevar a conclusiones erróneas. El mercado ya no es lineal, y su análisis requiere herramientas avanzadas adaptadas a esta nueva realidad.

España ante el reto del almacenamiento: entre el impulso y la ejecución
Mientras tanto, España avanza en su propio desarrollo del almacenamiento con objetivos ambiciosos, como alcanzar 22,5 GW de almacenamiento en los próximos años.

Este crecimiento cuenta con el respaldo de financiación europea, incluyendo programas como NextGen y fondos FEDER, así como ayudas específicas para proyectos híbridos y stand alone, lo que ha generado una cartera relevante de proyectos y un fuerte interés inversor.

El límite estructural: la red
No obstante, el principal desafío no reside en la financiación ni en la tecnología, sino en la capacidad de acceso a la red. En pocos años se ha producido un crecimiento muy significativo de la capacidad en curso y concedida, lo que ha convertido la red en el principal cuello de botella del sistema.

Un marco regulatorio en evolución
El marco regulatorio también está evolucionando para adaptarse a este nuevo entorno, incorporando accesos más flexibles, la simplificación de trámites y el reconocimiento del almacenamiento. Sin embargo, todavía quedan elementos clave por definir, como el papel del agregador independiente o la integración completa del almacenamiento en el autoconsumo.

Flexibilidad y seguridad de suministro
Los análisis de cobertura del sistema muestran tensiones en determinados escenarios, lo que refuerza el papel del almacenamiento no solo desde el punto de vista económico, sino también operativo, siendo clave para garantizar la seguridad del suministro.

A su vez, el mercado comienza a valorar la flexibilidad, como demuestra el crecimiento de los servicios de respuesta de demanda, con más de 1700 MW adjudicados en 2026.

La evolución hacia un nuevo mercado
En definitiva, el mercado eléctrico europeo ya está marcando el camino hacia un sistema con mayor volatilidad, más horas de precios extremos y un creciente valor de la flexibilidad. En este entorno, el almacenamiento de energía ha dejado de ser una opción futura para convertirse en un elemento imprescindible del presente.

España dispone de objetivos definidos, financiación disponible y una base regulatoria en desarrollo, pero el reto ahora es ejecutar. Resolver los cuellos de botella de la red, completar el marco regulatorio y facilitar la integración real del almacenamiento y la demanda serán factores determinantes para consolidar este nuevo modelo energético.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas y oportunidades en los mercados de energía en Europa y almacenamiento
El 21 de mayo de 2026 a las 16:00 CET, AleaSoft Energy Forecasting celebrará el webinar número 66 de su serie mensual. La sesión estará dedicada a los efectos de la transformación de los mercados europeos, el rol del almacenamiento y cómo se verá afectado el almacenamiento de energía con los cambios del sistema.

El webinar contará con la participación de Alejandro Diego Rosell, consultor y divulgador en el sector de la energía, junto quien se analizarán las perspectivas de los mercados de energía en Europa y el papel del almacenamiento.

En este contexto, también se examinará cómo el almacenamiento de energía, y en particular las baterías, se posiciona como un elemento esencial para la integración de renovables en el mercado europeo.

Aleasoft: la nueva ventaja competitiva industrial: gestionar la energía, no solo consumirla

Thu, 16 Apr 2026 13:35:42 +0200

Durante décadas, la electricidad ha sido para la industria electrointensiva un coste operativo más, sujeto a optimización, pero fuera del núcleo estratégico del negocio. Sin embargo, este paradigma ha cambiado. En el actual sistema eléctrico, caracterizado por una elevada penetración de renovables y una creciente complejidad, la energía se ha convertido en un elemento determinante para la competitividad empresarial. Ya no basta con consumir menos, sino que resulta fundamental decidir cuándo, cómo y con qué nivel de riesgo se consume.

Autoconsumo e hibridación: del ahorro a la estrategia
El desarrollo del autoconsumo industrial, especialmente en combinación con sistemas de almacenamiento, ha evolucionado desde una herramienta orientada al ahorro hacia una palanca estratégica. La integración de generación fotovoltaica y baterías permite maximizar el uso de la generación propia, decidir cuándo consumir o almacenar, y desplazar la demanda en función de las condiciones del mercado. En este contexto, la gestión activa de la energía adquiere un papel central en la toma de decisiones empresariales.

Las ventanas de precios bajos: oportunidad o riesgo
La creciente penetración de energías renovables, en especial la solar fotovoltaica, está generando un número cada vez mayor de horas con precios muy bajos e incluso negativos en mercados como el español. Estas ventanas de precios bajos representan una oportunidad relevante para la industria, ya que permiten ajustar procesos productivos, electrificar consumos y reducir los costes marginales de producción. Sin embargo, aprovechar estas oportunidades requiere capacidad analítica y operativa, ya que sin estas herramientas muchas de estas ventajas pasan desapercibidas.

PPA: estabilidad sí, pero con diseño estratégico
En este entorno, los contratos PPA continúan siendo una herramienta fundamental, aunque su diseño se ha vuelto más complejo y estratégico. Más allá de fijar un precio, es necesario adaptar estos contratos al perfil de consumo, incorporar escenarios de mercado y diseñar estructuras híbridas que combinen estabilidad y flexibilidad. Un contrato mal estructurado puede limitar la capacidad de aprovechar oportunidades, mientras que uno bien diseñado puede convertirse en una ventaja competitiva significativa.

Gestión activa de la demanda: el nuevo estándar operativo
La gestión de la demanda se consolida como un nuevo estándar operativo en la industria. La electrificación implica no solo sustituir combustibles fósiles, sino también introducir flexibilidad en los procesos productivos. Ajustar los procesos a señales de precio, optimizar los horarios de producción y participar en mecanismos de respuesta de la demanda permite a las empresas pasar de una posición reactiva a una interacción activa con el mercado eléctrico.

El riesgo como variable central
En un contexto de elevada volatilidad, el riesgo energético adquiere un papel central. No gestionarlo implica asumirlo de forma implícita. Por ello, las estrategias de cobertura, incluyendo PPA, mercados forward y estructuras híbridas, son esenciales para proteger márgenes, evitar la exposición a eventos extremos y aportar previsibilidad financiera. Estas decisiones deben basarse en una visión de largo plazo, evitando depender exclusivamente de señales puntuales del mercado

El verdadero desafío: decidir con visión de largo plazo
El principal desafío para las empresas no es tecnológico, sino analítico y estratégico. Tomar decisiones energéticas en el entorno actual requiere comprender la evolución futura de los precios, evaluar escenarios probabilísticos y evitar simplificaciones que puedan distorsionar la realidad del mercado. En sistemas complejos, las decisiones simplistas suelen derivar en costes elevados.

Más allá del consumo: inteligencia energética
En este contexto, la inteligencia energética se convierte en el factor diferencial. Las empresas que liderarán el mercado serán aquellas capaces de anticipar tendencias, optimizar decisiones de compra y cobertura, integrar autoconsumo, almacenamiento y flexibilidad, y gestionar el riesgo de forma estructurada.

Competir en el mercado energético como nuevo modus vivendi
La energía ha dejado de ser un input pasivo para convertirse en un vector estratégico que impacta directamente en la competitividad industrial. La ventaja ya no reside únicamente en la eficiencia, sino en la capacidad de gestionar energía, riesgo y timing de cada decisión con precisión. Porque, en última instancia, no se trata de consumir electricidad, sino de competir en un mercado energético cada vez más exigente.

Previsiones y análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre mercados de energía y almacenamiento en Europa
En un contexto de elevada volatilidad y creciente penetración de energías renovables, la previsión de precios y el análisis de escenarios son fundamentales para la toma de decisiones. AleaSoft Energy Forecasting ofrece soluciones basadas en modelos estadísticos y técnicas de Inteligencia Artificial que permiten anticipar la evolución de los mercados eléctricos.

Sus previsiones a corto, medio y largo plazo son clave para el diseño de contratos PPA, la valoración de proyectos de autoconsumo y almacenamiento, y la definición de estrategias de cobertura. Además, AleaSoft asesora en la gestión del riesgo energético, ayudando a las empresas a mejorar su competitividad mediante decisiones basadas en datos y con visión de largo plazo.

REDEN y Circle Energy desarrollarán hasta 200 MW de almacenamiento en baterías en España

Thu, 16 Apr 2026 11:07:43 +0200

REDEN, actor internacional especializado en soluciones fotovoltaicas y de almacenamiento energético, ha firmado un acuerdo de codesarrollo (JDA) con Circle Energy en España. Ambas compañías desarrollarán conjuntamente hasta 200 MW de proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) independientes a escala utility en los próximos años. Como primera alianza de codesarrollo de REDEN para BESS en España, este acuerdo impulsa la ambición del Grupo de expandirse en un mercado prioritario y consolidar el almacenamiento como un pilar de la transición energética en Europa.

Circle Energy cuenta con una sólida trayectoria en el desarrollo de energías renovables y almacenamiento, y está formada por directivos senior procedentes de Vector Renewables, además de contar con el respaldo de entidades vinculadas a la gestión y comercialización energética. La compañía combina cobertura nacional, una cartera de proyectos superior a 3 GW (incluyendo hibridaciones con BESS), referencias con inversores internacionales y una política de sostenibilidad alineada con los estándares de REDEN.

"Aliarnos con REDEN es un paso natural para Circle Energy. Compartimos el mismo compromiso con el desarrollo de proyectos de alta calidad, una gobernanza sólida y un enfoque responsable en materia de RSC. Juntos, aportaremos al sistema español activos de almacenamiento financiables, proporcionando flexibilidad, apoyando la integración de las energías renovables y generando valor local", afirmó Vicente Payá, socio de Circle Energy.

Por su parte, Inês Bernardo, Country Manager de REDEN Solar Iberia, señaló: "Las alianzas a largo plazo y el codesarrollo son elementos clave de nuestro modelo de crecimiento en España. El conocimiento local y los valores de Circle complementan el modelo integrado de REDEN, permitiéndonos acelerar una cartera de proyectos de almacenamiento de alta calidad que refuerza la resiliencia de la red, aporta beneficios a las comunidades y avanza hacia un futuro bajo en carbono mediante el despliegue de energía verde".

Un mercado estratégico y una actividad clave para REDEN
España es un mercado estratégico para REDEN, donde el Grupo está acelerando el desarrollo del almacenamiento junto a proyectos fotovoltaicos para dar respuesta a las crecientes necesidades de flexibilidad y facilitar la integración de las energías renovables. Esta alianza complementa la estrategia europea de almacenamiento de REDEN, apoyándose en la experiencia del Grupo en codesarrollo y en su modelo de gobernanza.

Además, el Gobierno de España impulsa el despliegue de sistemas de almacenamiento con el objetivo de alcanzar una capacidad de 12,5 GW en 2030. El mercado está actualmente a la espera de subastas de pagos por capacidad y de la aprobación de un marco de "demanda flexible", prevista para este año. Este mecanismo permitiría a los proyectos de almacenamiento en baterías obtener permisos para consumir electricidad de la red en franjas horarias determinadas, en función de estudios de capacidad de red, facilitando así la prestación de servicios de flexibilidad y apoyando la integración de energías renovables.

Desarrollo responsable con impacto positivo
REDEN y Circle Energy están comprometidas con un desarrollo responsable, basado en altos estándares de cumplimiento, una relación transparente con los actores locales y un impacto social y medioambiental positivo —desde la biodiversidad y el uso del suelo hasta la creación de empleo y valor local—. Este enfoque es coherente con los compromisos y valores de RSC de REDEN en todos los mercados en los que opera.

AleaSoft: de ahorro a ventaja competitiva en la industria en la era de la gestión activa de energía

Wed, 15 Apr 2026 13:23:43 +0200

Durante años, el autoconsumo industrial se ha entendido como una herramienta de eficiencia: una inversión en generación renovable destinada a reducir la factura eléctrica. Sin embargo, ese enfoque ha quedado obsoleto. La combinación de autoconsumo y almacenamiento de energía está impulsando un cambio estructural mucho más profundo: la energía deja de ser un coste a minimizar y pasa a ser un activo estratégico a gestionar.

Hoy, la industria no solo consume electricidad. Participa activamente en el sistema eléctrico.

Del autoconsumo pasivo al activo
El paradigma tradicional era simple: inversión en CAPEX, amortización a través de ahorros en la factura, y escasa interacción con el mercado.

Ese modelo ha evolucionado.

El nuevo enfoque es dinámico: optimización en función de precios horarios, participación en mercados de flexibilidad y toma de decisiones operativas en tiempo real. La electrificación de la industria y la volatilidad creciente de los mercados eléctricos hacen imprescindible este cambio.

El resultado es claro: la industria deja de ser un consumidor pasivo para convertirse en un agente activo del sistema energético.

El papel central de la batería "behind‑the‑meter"
La batería ya no es un complemento tecnológico, sino el elemento que habilita la gestión activa.

Sus aplicaciones son múltiples y combinables, incluyendo el arbitraje intradiario para capturar diferenciales de precio, la reducción de picos de demanda (peak shaving), la sustitución del consumo de red en momentos de precios elevados y la participación en servicios de ajuste y flexibilidad.

Un ejemplo concreto en España es el mecanismo SRAD (Servicio de Respuesta Activa de la Demanda), que en 2026 ha mostrado su potencial, con pagos por disponibilidad en torno a 65 €/MW e ingresos anuales que pueden situarse entre 100 000 y 150 000 €/MW en determinados casos.

Estos ingresos, combinados con la optimización del consumo, transforman completamente la lógica económica del autoconsumo.

La hibridación: de activos aislados a sistemas integrados
El verdadero salto de valor no está en instalar paneles solares o baterías de forma independiente, sino en integrarlos en un sistema coordinado: fotovoltaica + batería + consumo industrial.

Este sistema permite optimizar de forma conjunta generación, almacenamiento y demanda. No se trata de sumar activos, sino de orquestarlos.

Aquí emerge un elemento crítico: la previsión.

Sin previsiones fiables de precios, demanda y producción renovable, la optimización pierde consistencia. La operación deja de ser estratégica y pasa a ser reactiva.

La clave no es la tecnología, es la gestión
El hardware, como los paneles y las baterías, se está convirtiendo rápidamente en un commodity. El verdadero diferencial competitivo reside en la calidad de las previsiones de mercado, la estrategia operativa y la gestión probabilística del riesgo.

En este contexto, una idea resulta fundamental: la calidad de los ingresos depende más de la previsión que del optimizador.

Modelos simplificados o basados en precios medios tienden a sobreestimar ingresos y a generar decisiones de inversión erróneas. La volatilidad y los eventos extremos del mercado requieren enfoques avanzados, con granularidad horaria y escenarios probabilísticos.

Barreras que aún frenan la adopción
A pesar del potencial, existen obstáculos relevantes, como la incertidumbre regulatoria, especialmente en los mercados de flexibilidad; la complejidad operativa, que exige capacidades técnicas avanzadas; la falta de conocimiento en el tejido industrial; y el riesgo de sobreestimación de ingresos en ausencia de modelos rigurosos. Además, el veloz crecimiento del autoconsumo en España, con más de 9 GW instalados, está alterando los patrones de demanda y añadiendo nuevas capas de complejidad al sistema.

Una decisión estratégica, no tecnológica
La conclusión es inequívoca. La industria que continúe gestionando su energía de forma pasiva quedará en desventaja frente a aquellas que adopten estrategias activas basadas en datos, previsión y optimización.

El autoconsumo con baterías ya no es una solución de eficiencia. Es una palanca de competitividad, una fuente de ingresos y un elemento clave en la estrategia industrial.

No se trata de instalar tecnología. Se trata de competir en un nuevo paradigma energético.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía y el almacenamiento en Europa
El jueves 16 de abril, AleaSoft Energy Forecasting organizará la 65ª edición de su ciclo de webinars mensuales. La sesión contará nuevamente con la participación de Raúl García Posada, director de ASEALEN, que intervendrá por quinta vez en este ciclo. En esta edición, se abordará la evolución y las perspectivas de los mercados de energía en Europa, junto con el marco regulatorio, la situación actual y las previsiones del almacenamiento de energía.

AleaSoft: la hibridación redefine la rentabilidad renovable del megavatio producido al optimizado

Wed, 15 Apr 2026 11:15:43 +0200

El sector renovable está entrando en una nueva fase. Tras años de crecimiento acelerado, especialmente en fotovoltaica, los mercados eléctricos europeos, y en particular el español, están mostrando señales claras de saturación. Los precios cero o negativos, la canibalización solar y la concentración de generación en determinadas horas del día están erosionando el valor de los activos renovables.

La pregunta ya no es cuánto se produce, sino cuándo y a qué precio se vende la energía.

El problema: la pérdida estructural de valor
La lógica tradicional de los proyectos renovables, basada en maximizar la producción y asegurar ingresos mediante PPA o mercado, está bajo presión. La creciente frecuencia de precios cero o negativos en horas solares, junto con la canibalización fotovoltaica, donde una mayor producción implica menores precios, y la saturación del sistema en horas pico, están reduciendo el valor marginal de la energía.

El resultado es un deterioro progresivo de los ingresos esperados, especialmente en activos merchant o semi‑merchant.

La respuesta: hibridación como nueva arquitectura de valor
Frente a este escenario, la hibridación con almacenamiento de energía emerge como una solución estructural. No se trata de una mejora incremental, sino de un cambio profundo en la lógica de operación. La capacidad de desplazar energía hacia horas de mayor valor, participar en mercados de ajuste y construir perfiles de ingresos más robustos transforma completamente el papel del activo.

La planta deja de ser únicamente una instalación de generación para convertirse en un sistema optimizado.

Casos reales que ilustran el cambio
La combinación de baterías con generación renovable permite capturar valor de múltiples formas. En el caso de la fotovoltaica con almacenamiento, es posible aprovechar diferenciales intradiarios de precio, reducir o eliminar vertidos y optimizar la venta en las horas más rentables. En múltiples escenarios, esto se traduce en incrementos de ingresos de entre el 20% y el 40% respecto a una operación sin almacenamiento.

En el caso de la eólica, la batería aporta estabilidad frente a la volatilidad del recurso, permite una gestión más activa de la producción y mejora la previsibilidad de los ingresos, actuando como un amortiguador del riesgo de mercado.

En los sistemas más avanzados, que combinan fotovoltaica, eólica y almacenamiento, la clave está en la coordinación del conjunto. La complementariedad entre tecnologías reduce la volatilidad agregada y permite optimizar el rendimiento global del portfolio, generando valor más allá de cada activo individual.

Impacto directo en financiación: la nueva exigencia del mercado
La implicación más relevante de este cambio es financiera. La hibridación está cambiando los criterios de bancabilidad al mejorar el perfil de riesgo, estabilizar los flujos de caja y permitir estructuras contractuales más sofisticadas.

Además, se está consolidando una tendencia clara: las entidades financieras comienzan a exigir escenarios con almacenamiento para financiar proyectos renovables. Lo que hace pocos años era una opción, se está convirtiendo progresivamente en una condición necesaria.

El factor crítico: modelización avanzada
Sin embargo, no toda hibridación genera valor por sí misma. Uno de los riesgos más frecuentes es la sobreestimación de ingresos cuando se utilizan modelos simplificados basados en precios medios o spreads históricos.

La realidad operativa exige modelos horarios de largo plazo, escenarios probabilísticos y la integración de múltiples mercados, como el spot, el intradiario y los servicios de ajuste. Sin este nivel de rigor, la toma de decisiones puede conducir a errores en la valoración de proyectos y en su financiación.

Riesgos que no deben ignorarse
El desarrollo del almacenamiento también presenta desafíos relevantes. La posible compresión futura de spreads por una alta penetración de baterías, la incertidumbre en la evolución de precios y un marco regulatorio aún en desarrollo obligan a adoptar un enfoque prudente y basado en análisis avanzados.

Conclusión clara: el nuevo estándar del sector
La hibridación no es una tendencia tecnológica, sino el nuevo estándar competitivo del sector renovable. En un entorno marcado por la saturación y la volatilidad, la rentabilidad ya no depende únicamente de producir energía, sino de gestionarla estratégicamente.

Los activos que no incorporen esta lógica quedarán expuestos a una erosión progresiva de valor. Aquellos que sí lo hagan no solo protegerán su rentabilidad, sino que la redefinirán.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre mercados de energía y almacenamiento en Europa
El jueves 16 de abril, AleaSoft Energy Forecasting celebrará la 65ª edición de su serie de webinars mensuales. En esta sesión se analizarán la evolución reciente y las perspectivas de los mercados de energía europeos, así como el papel del almacenamiento de energía, su marco regulatorio, su situación actual y las oportunidades que presenta en el nuevo contexto del sistema eléctrico.

Los nuevos paneles solares marcan un hito en eficiencia y producción energética

Tue, 14 Apr 2026 16:23:48 +0200

Fermupe, empresa de Sevilla dedicada a la limpieza de plantas solares y limpieza de placas termosolares, se hace eco de la información lanzada por Noticias de la Ciencia sobre los recientes avances en tecnología solar que han permitido a nuevos paneles fotovoltaicos alcanzar niveles récord de producción eléctrica.

Según se desprende de la información publicada, los últimos desarrollos en el ámbito de la energía solar están marcando un antes y un después en la capacidad de generación de electricidad a partir de fuentes renovables. Estos nuevos paneles incorporan mejoras en materiales y diseño que optimizan la captación de la radiación solar, incrementando de forma notable su rendimiento en comparación con tecnologías anteriores.

El aumento de la eficiencia en los sistemas fotovoltaicos supone una oportunidad significativa para impulsar la transición energética, ya que permite generar más energía con la misma superficie instalada. Este avance no solo contribuye a reducir la dependencia de fuentes tradicionales, sino que también favorece la adopción de soluciones sostenibles tanto en entornos residenciales como industriales.

Además, la evolución tecnológica en este campo está facilitando una mayor integración de los sistemas solares en diferentes tipos de infraestructuras, adaptándose a nuevas necesidades arquitectónicas y mejorando su durabilidad. La innovación constante en el sector energético continúa ampliando las posibilidades de aprovechamiento de la energía solar como recurso limpio y renovable.

En este contexto, la mejora en la producción eléctrica de los paneles refuerza el papel de la energía solar como una de las alternativas más eficientes y competitivas en el panorama energético actual. La combinación de investigación, desarrollo e implementación práctica sigue siendo clave para avanzar hacia modelos energéticos más sostenibles.

El impulso de estas tecnologías confirma la relevancia de la energía solar en el futuro energético, consolidando su posicionamiento como una solución eficaz para responder a los retos medioambientales y de consumo energético global.