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

GFM Fotovoltaica desarrolla una solución autónoma para la producción de hidrógeno verde

Fri, 04 Sep 2026 14:26:20 +0200

La empresa Generaciones Fotovoltaicas de la Mancha, conocida comercialmente como GFM Fotovoltaica, avanza en la ejecución del proyecto NEBAW. Esta iniciativa de I+D+i tiene como objetivo principal demostrar la viabilidad de un sistema autónomo, modular y transportable capaz de producir hidrógeno verde mediante el aprovechamiento de la energía solar fotovoltaica y la captación de agua atmosférica.

El proyecto NEBAW busca reducir la dependencia de infraestructuras energéticas o hídricas externas mediante el despliegue de una plataforma compacta. El diseño actual se basa en un contenedor marítimo adaptado que alberga todos los subsistemas necesarios para generar electricidad renovable, obtener agua a partir de la humedad ambiental y alimentar un proceso de electrólisis destinado a la producción descentralizada de hidrógeno.

Actualmente, el proyecto se encuentra en la fase de ensamblaje e integración de sus componentes tecnológicos. Los trabajos se centran en el acoplamiento de los equipos de generación fotovoltaica y los sistemas de producción de agua atmosférica. Tras finalizar esta etapa, el consorcio procederá a la incorporación del electrolizador, los dispositivos de compresión y las herramientas de control digital, elementos que serán fundamentales para garantizar el funcionamiento eficiente y autónomo de la solución técnica diseñada.

El desarrollo de esta plataforma está liderado por GFM Fotovoltaica, que coordina un consorcio multidisciplinar integrado por las entidades GENAQ, ATD, ABC Compressors, Novation IT Systems y la Universidad de Castilla-La Mancha. La colaboración de estos socios permite combinar capacidades en áreas clave como la generación renovable, la captación de agua atmosférica, la electrólisis, la compresión, la digitalización y la integración energética.

La financiación de esta iniciativa proviene del Programa de incentivos 4 del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Este respaldo financiero se enmarca en los retos de investigación básica y fundamental contemplados en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, y cuenta con el apoyo de la Unión Europea a través de los fondos NextGenerationEU.

La implementación de este sistema supone una alternativa para emplazamientos con dificultades de acceso a la red eléctrica convencional o a recursos hídricos, como zonas rurales, áreas industriales aisladas o localizaciones remotas. Según la información difundida por el consorcio, el fin último de la tecnología es contribuir a la descarbonización mediante el impulso de la producción descentralizada de hidrógeno verde en territorios que carecen de infraestructuras energéticas suficientes.

AleaSoft: los centros de datos no son el problema de la transición energética; pueden ser parte de la solución

Fri, 04 Sep 2026 13:35:00 +0200

El crecimiento de los centros de datos se ha convertido en uno de los grandes debates del sector eléctrico. La expansión del cloud, la digitalización de la economía y, sobre todo, el desarrollo acelerado de la inteligencia artificial están multiplicando las necesidades de capacidad de computación. La consecuencia es evidente, los centros de datos necesitan mucha electricidad.

La Agencia Internacional de la Energía estima que los centros de datos consumieron alrededor de 415 TWh en 2024, aproximadamente el 1,5 % de la electricidad mundial. En su escenario central, ese consumo podría alcanzar unos 945 TWh en 2030.

Una economía que pretende descarbonizarse mediante la electrificación necesita producir mucha electricidad renovable, pero necesita también consumidores capaces de utilizarla. España empieza a necesitar precisamente eso, nueva demanda eléctrica.

La transición entra en una nueva fase
Durante años, el debate se centró principalmente en cómo instalar más renovables. Ese objetivo continúa siendo esencial, pero ya no es suficiente. La siguiente fase exige que generación, redes, almacenamiento y demanda crezcan de forma coordinada.

La transición energética necesita más energía renovable y, en paralelo, más demanda capaz de consumirla. Los centros de datos pueden convertirse en uno de los grandes motores de esa nueva demanda.

España tiene ante sí la posibilidad de combinar dos transformaciones que marcarán las próximas décadas, la revolución de la inteligencia artificial y la transición hacia una economía descarbonizada basada en electricidad renovable. Una buena regulación debe conseguir que ambas se refuercen mutuamente.

España necesita demanda, no solo renovables
Durante buena parte de las últimas dos décadas, el principal objetivo de la transición energética europea fue incrementar la capacidad de generación renovable. España ha avanzado extraordinariamente en esa dirección. El crecimiento de la fotovoltaica y la eólica está transformando la estructura del mercado eléctrico, reduciendo emisiones y disminuyendo la dependencia de combustibles fósiles importados.

Pero el éxito renovable crea nuevos desafíos. Cuando la producción solar es muy elevada en las horas centrales del día, aumentan las horas con precios muy bajos o negativos, aparecen vertidos de generación renovable y se reduce el precio capturado por determinadas tecnologías. La llamada canibalización de precios no significa que sobren renovables, significa que la transformación del sistema no puede producirse únicamente por el lado de la oferta.

Simultáneamente, se necesitan más redes, más almacenamiento de energía, más interconexiones y, sobre todo, más electrificación de la demanda. Vehículos eléctricos, bombas de calor, electrificación industrial, hidrógeno renovable y centros de datos forman parte de esa segunda mitad de la transición. El problema de España ya no es únicamente cómo producir más electricidad renovable, es también cómo crear suficiente demanda limpia para consumirla y hacer financiable la siguiente ola de inversión renovable.

Los centros de datos pueden ser una de las nuevas grandes demandas limpias
Desde la perspectiva energética, los centros de datos presentan características particularmente interesantes. Son grandes consumidores eléctricos, tienen perfiles relativamente previsibles y sus inversiones se plantean con horizontes de largo plazo. Además, su consumo de energía es fundamentalmente eléctrico.

Eso los diferencia de muchas industrias tradicionales cuya descarbonización exige sustituir previamente procesos basados en gas natural, carbón, coque o derivados del petróleo. Un centro de datos correctamente diseñado puede nacer con un suministro eléctrico prácticamente descarbonizado.

Esto no significa que su impacto ambiental sea nulo. Hay que analizar la eficiencia energética, los sistemas de refrigeración, el consumo de agua, los generadores de respaldo, los materiales utilizados y la implantación territorial. Pero, desde el punto de vista de la electrificación, un centro de datos puede ser una de las nuevas grandes industrias más limpias que puede atraer España.

Y una de sus características más criticadas, su elevado consumo eléctrico, puede convertirse precisamente en una de sus mayores aportaciones al sistema. Un centro de datos de 100 MW funcionando con un factor de utilización del 90 % consumiría alrededor de 788 GWh al año. Si esa demanda se acompaña de nueva generación renovable, deja de ser únicamente un consumo para convertirse en un tractor de inversión.

La nueva regulación española cambia las reglas
El 27 de agosto de 2026, el Gobierno sometió a audiencia pública, por vía de urgencia, un proyecto de real decreto sobre sostenibilidad energética y medioambiental, resiliencia y soberanía digital de los centros de datos. La propuesta establece requisitos exigentes y vincula el acceso a la red eléctrica al cumplimiento de determinadas obligaciones.

El elemento más relevante para el sistema eléctrico es que los centros incluidos en el ámbito de la norma deberán respaldar con nueva generación renovable, en cada hora de funcionamiento, al menos el 80 % de su consumo eléctrico mientras la generación renovable no supere el 90 % del mix. Además, la energía deberá cumplir un criterio de adicionalidad, cada nuevo megavatio consumido deberá venir acompañado de un nuevo megavatio renovable instalado en los 18 meses anteriores a la entrada en funcionamiento, mediante autoconsumo o contratos a plazo como los PPA.

El cumplimiento no es meramente declarativo. El proyecto prevé recargos crecientes en cargos y peajes y, en última instancia, la pérdida del derecho de acceso y conexión. Es, por tanto, una regulación exigente, no una simple recomendación de sostenibilidad.

El "hora a hora" es el verdadero cambio
La parte más transformadora de la propuesta no es solo el porcentaje renovable, es la correlación horaria. No bastará con demostrar que, en el conjunto del año, un centro de datos ha contratado tantos MWh renovables como ha consumido. En cada hora de funcionamiento, al menos el 80 % de la electricidad consumida deberá corresponder a energía renovable generada en esa misma hora.

Esto cambia por completo el diseño del suministro. Un centro de datos funciona las 24 horas, mientras que una instalación fotovoltaica concentra su producción en las horas solares. Por tanto, un PPA solar por sí solo difícilmente resolverá el problema. Será necesario combinar perfiles complementarios de generación solar y eólica, almacenamiento, contratos de suministro y una cierta exposición a los precios del mercado eléctrico.

Cada gran centro de datos se convierte así en un ejercicio de casar perfiles horarios, cuánta solar, cuánta eólica, cuánta batería y qué estructura contractual permiten cumplir el objetivo renovable al menor coste y con un riesgo aceptable.

Un problema de optimización a veinte años
La pregunta real ya no será simplemente a qué precio comprar electricidad. Será cuál es la arquitectura óptima de suministro durante veinte o treinta años. Es posible contratar más solar, combinarla con eólica, dimensionar una batería de dos, cuatro o seis horas, estructurar uno o varios PPA, mantener una parte de exposición merchant o introducir flexibilidad en determinadas cargas. Todas esas decisiones interactúan entre sí.

Además, una solución óptima en 2027 no tiene por qué seguir siéndolo en 2035. Los precios horarios cambian, los perfiles de generación evolucionan, aumenta la penetración renovable, cambian los spreads, las baterías se degradan y la regulación puede modificarse. Por eso no se está ante un simple problema de contratación eléctrica, sino ante un problema de optimización energética, económica y financiera de largo plazo.

PPA y almacenamiento ganan valor
La adicionalidad puede convertir a los centros de datos en compradores de energía de largo plazo capaces de dar visibilidad de ingresos a nuevos proyectos solares y eólicos. Esa visibilidad es uno de los elementos esenciales para la financiación de proyectos renovables. La cadena de valor puede ser muy potente, nueva demanda estable, PPA de largo plazo, mayor bancabilidad y nueva capacidad renovable.

El requisito horario añade una segunda capa. Los PPA deberán evolucionar desde una lógica basada principalmente en precio medio y volumen anual hacia estructuras que tengan en cuenta el perfil de producción. Para un consumidor que opera 24 horas, no todos los MWh tienen el mismo valor. La complementariedad entre solar y eólica adquiere valor, también lo hacen la previsión horaria, el almacenamiento y la capacidad de gestionar exposición residual al mercado.

Las baterías pueden desempeñar un papel central al desplazar excedentes de las horas de elevada generación a las horas con menor cobertura renovable. Pero tampoco existe un tamaño óptimo universal. Una batería mayor puede mejorar la cobertura horaria, aunque incremente la inversión, una duración superior puede desplazar más energía, pero no necesariamente ofrecer una rentabilidad proporcional. El dimensionamiento debe hacerse conjuntamente con el perfil de demanda, la cartera renovable y los precios esperados.

La red eléctrica sigue siendo el límite físico
Defender el valor de los centros de datos no significa ignorar sus restricciones. Un proyecto de cientos de megavatios concentra una enorme demanda en un punto concreto de la red. La Agencia Internacional de la Energía advierte de que el impacto local de los centros de datos puede ser mucho mayor que su peso en la demanda eléctrica global y que los cuellos de botella de red pueden retrasar una parte significativa de los proyectos previstos.

España ya está viendo la magnitud del reto de conexión de nueva demanda. Red Eléctrica informó en julio de 2026 de que 16 instalaciones de consumo renunciaron total o parcialmente a permisos de acceso, liberando 1040 MW en la red de transporte tras la entrada en vigor del nuevo esquema de reserva de capacidad. La capacidad de acceso es un recurso escaso y debe asignarse a proyectos firmes y viables, pero la respuesta estructural no puede ser únicamente restringir, también hay que reforzar la red.

No es posible desarrollar una política industrial basada en electrificación sin desarrollar en paralelo la infraestructura eléctrica necesaria. Generación, demanda, almacenamiento y redes deben planificarse de forma coordinada.

Regular sin expulsar la inversión
Hay dos errores opuestos que conviene evitar. El primero sería considerar que cualquier centro de datos es positivo únicamente porque supone inversión. No todos los proyectos tienen la misma eficiencia, firmeza, localización, consumo de agua o contribución al sistema. Es razonable exigir compromisos reales y evitar que solicitudes especulativas bloqueen durante años capacidad de acceso.

El segundo error sería imponer condiciones tan rígidas que proyectos viables terminen localizándose en otros países. Los centros de datos son inversiones internacionales y España compite con otros mercados europeos. La regulación debe combinar exigencia ambiental y energética con seguridad jurídica, predictibilidad y viabilidad técnica.

Las estimaciones de SpainDC, asociación de centros de datos en España, muestran la dimensión de la oportunidad. Según su Informe anual 2025, la potencia TI instalada en centros de datos comerciales alcanzó 439 MW a finales de 2025, un 24 % más que un año antes, y la inversión directa e indirecta acumulada podría alcanzar 66.900 millones de euros entre 2025 y 2030 si el mercado mantiene su evolución tendencial. Son estimaciones del propio sector y deben leerse como tales, pero muestran la escala de las decisiones que están en juego.

España tiene una oportunidad industrial y energética
España reúne varios elementos favorables para convertirse en un hub europeo de centros de datos, abundantes recursos solares y eólicos, una penetración renovable creciente, conectividad internacional, infraestructuras de telecomunicaciones, capital humano y una posición geográfica estratégica. Al mismo tiempo, la inteligencia artificial está acelerando la demanda mundial de capacidad de computación.

La coincidencia entre esta expansión digital y la necesidad de electrificar la economía es una oportunidad difícil de repetir. La política adecuada no debería buscar tener menos centros de datos, sino conseguir que los que se instalen sean eficientes, sostenibles, firmes, bien localizados y capaces de contribuir al desarrollo de nueva generación renovable y almacenamiento.

La metodología de AleaSoft, previsión e inteligencia artificial aplicadas a la nueva arquitectura de suministro
Diseñar el suministro de un centro de datos bajo estas reglas es un problema de optimización a largo plazo, qué combinación de solar, eólica, almacenamiento y PPA permite cubrir el 80 % de cada hora del año durante décadas, al menor coste y con un riesgo controlado.

Resolverlo exige combinar previsiones horarias de precios y producción, escenarios de mercado, degradación de las baterías, perfiles de consumo y múltiples configuraciones tecnológicas y contractuales. La inteligencia artificial y los algoritmos de optimización permiten explorar un número muy elevado de alternativas, pero necesitan una base imprescindible, modelos energéticos robustos y previsiones de largo plazo.

En AleaSoft Energy Forecasting llevan más de 27 años desarrollando modelos de previsión basados en inteligencia artificial, estadística y análisis fundamental para los mercados de la energía. La combinación de estas previsiones con algoritmos de optimización permite dar un paso adicional: utilizarlas para analizar y optimizar decisiones de inversión y suministro a largo plazo, evaluando conjuntamente coste, cobertura renovable y riesgo.

Centros de datos, BESS, generación renovable y PPA son precisamente uno de los ámbitos donde esta combinación entre previsión, inteligencia artificial y optimización puede aportar más valor durante los próximos años.

AleaSoft: los futuros de electricidad y gas anticipan un invierno con precios altos en Europa

Thu, 03 Sep 2026 14:30:21 +0200

Subida de precios de los futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad han aumentado considerablemente durante los últimos meses en los principales mercados europeos, impulsados por la subida del gas. La crisis en Irán y la incertidumbre en torno al estrecho de Ormuz mantienen una prima de riesgo relevante en los mercados de energía.

En España, el futuro de electricidad para el cuarto trimestre de 2026 se situaba en 91,20 €/MWh a finales de mayo. El 31 de agosto, su precio de liquidación en OMIP alcanzó los 127,25 €/MWh, lo que representa un incremento cercano al 40% en apenas tres meses.

La evolución ha sido similar en otros de los principales mercados eléctricos europeos. En Alemania, el futuro para el cuarto trimestre pasó de 116,42 €/MWh a finales de mayo a 154,64 €/MWh el 31 de agosto, un aumento de alrededor del 33%. En Italia, el incremento fue cercano al 40%, desde 136,15 €/MWh hasta 190,11 €/MWh.

Los contratos con entrega en septiembre también terminaron agosto en niveles elevados: 135,75 €/MWh en España, 146,40 €/MWh en Alemania y 195,20 €/MWh en Italia.

La presión alcista continuó al inicio de septiembre. El 1 de septiembre, los futuros de electricidad para el cuarto trimestre de 2026 alcanzaron los 132,00 €/MWh en España, los 159,39 €/MWh en Alemania y los 195,56 €/MWh en Italia. Respecto al cierre del 31 de agosto, estos valores representan incrementos del 3,7%, 3,1% y 2,9%, respectivamente, confirmando que la tendencia ascendente se prolongó en el inicio del nuevo mes.

La presión alcista se extiende a 2027
La tendencia alcista alcanza también al primer trimestre de 2027. En España, el futuro de electricidad para el primer trimestre de 2027 aumentó desde los 85,73 €/MWh de principios de agosto hasta los 106,25 €/MWh el 31 de agosto, lo que representa una subida cercana al 24%. En Alemania, este producto pasó de 127,34 €/MWh a 149,42 €/MWh durante el mismo periodo, con un incremento del 17%, mientras que en Italia aumentó desde 146,41 €/MWh hasta 171,14 €/MWh, una subida también del 17%.

Al inicio del último cuatrimestre de 2026, el 1 de septiembre, este futuro subió hasta 110,20 €/MWh en España, 154,62 €/MWh en Alemania y 176,51 €/MWh en Italia, con aumentos del 3,7%, el 3,5% y el 3,1%, respectivamente.

La influencia de los precios del gas
La subida de precios del mercado del gas explica gran parte de estos movimientos de los futuros de electricidad de los mercados europeos. El futuro de gas TTF para el trimestre siguiente aumentó alrededor de un 22% durante el mes de agosto y el futuro para el año siguiente aproximadamente un 25%.

En el caso de los futuros de gas, los precios también continuaron aumentando al inicio de septiembre. El futuro trimestral subió un 3,4%, hasta 71,87 €/MWh, entre el 31 de agosto y el 1 de septiembre, mientras que el contrato anual aumentó un 2,6%, hasta 52,29 €/MWh.

Más coste de cobertura para los grandes consumidores
El incremento en las curvas de futuros eleva el coste de cobertura para los próximos meses y años, en un contexto de alta volatilidad de precios y riesgo geopolítico. Disponer de previsiones de precios y analizar distintos escenarios es clave para la estrategia de compra y cobertura, ya que retrasar las decisiones en un mercado alcista puede traducirse en costes muy superiores.

Una oportunidad para los proyectos renovables y los PPA
El mismo escenario que encarece la cobertura para los consumidores mejora las referencias de precios utilizadas en la negociación de PPA. Unas expectativas más altas pueden aumentar los ingresos previstos de los proyectos renovables y facilitar el cierre de contratos a largo plazo en condiciones más favorables, con un efecto positivo sobre la bancabilidad. No obstante, la elevada volatilidad exige estructurar los PPA con una visión de largo plazo, no solo con las primas de riesgo actuales.

Dos caras de un mismo escenario
Los futuros de electricidad y gas confirman dos caras de un mismo escenario energético europeo, mayor coste de cobertura para quienes compran electricidad y mejores perspectivas de ingresos para quienes desarrollan energía renovable. En ambos casos, las previsiones de precios son la herramienta para decidir en un mercado marcado por la incertidumbre.

El papel de las previsiones de mercado: AleaBlue
AleaBlue, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de mercados eléctricos a corto y medio plazo, realiza previsiones de precios y análisis de escenarios para que comercializadoras, traders, utilities y grandes consumidores anticipen los movimientos de los futuros y ajusten sus estrategias de compra, venta y cobertura.

WAGO 221-413: una conexión compacta y versátil para simplificar el trabajo del instalador

Thu, 03 Sep 2026 12:46:22 +0200

En una instalación eléctrica, disponer de poco espacio, trabajar con diferentes tipos de conductor o necesitar comprobar visualmente una conexión son situaciones habituales que condicionan el trabajo diario del profesional.

El WAGO 221-413, conector de empalme de tres vías de la Serie 221, reúne en un único dispositivo varias características orientadas a simplificar estas tareas y facilitar una instalación clara y accesible.

En el núcleo del 221-413 se encuentra la tecnología de conexión por resorte CAGE CLAMP® de WAGO, diseñada para trabajar con diferentes tipos de conductor. En esta referencia, admite conductores de cobre rígidos y semirrígidos de 0,2 a 4mm² y flexibles de 0,14 a 4mm².

Su accionamiento mediante palanca permite abrir el punto de conexión, introducir el conductor previamente pelado y cerrarlo de nuevo sin necesidad de herramientas para accionar la conexión. Los conductores flexibles pueden conectarse, dentro de las especificaciones del producto, sin necesidad de utilizar punteras.

La referencia cuenta con valores asignados de 450V y 32A, dispone de tres puntos de conexión y requiere una longitud de pelado de 11mm.

CAGE CLAMP®: tecnología de conexión por resorte para distintos tipos de conductor
La tecnología de conexión por resorte constituye uno de los pilares de la trayectoria de WAGO en interconexión eléctrica. En 1977, la compañía introdujo CAGE CLAMP®, concebida para trabajar con conductores rígidos, semirrígidos y flexibles mediante un elemento de sujeción por resorte.

En el WAGO 221-413, esta tecnología se combina con el accionamiento por palanca característico de la Serie 221. Al elevarla 90º se abre el punto de conexión para introducir el conductor y, al cerrarla, este queda sujeto mediante la fuerza del resorte. El sistema permite utilizar una misma referencia con diferentes tipos de conductor dentro de las secciones especificadas y volver a acceder a la conexión cuando son necesarias modificaciones o ampliaciones.

Carcasa transparente y puntos de prueba para verificar la conexión
Otro de los elementos distintivos de la Serie 221 es su carcasa transparente, que permite comprobar visualmente la posición del conductor en el interior del conector y verificar su correcta inserción.

La propia carcasa incorpora referencias para comprobar la longitud de pelado antes de efectuar la conexión. A ello se suman dos puntos de prueba, que permiten realizar mediciones desde diferentes posiciones incluso con los conductores instalados.

Estas características facilitan tanto la verificación durante el montaje como las posteriores comprobaciones sobre la instalación.

Serie 221: diseño compacto para cajas y espacios de instalación reducidos
El aprovechamiento del espacio constituye otro condicionante habitual en cajas de derivación y otros puntos de instalación. La Serie 221 fue introducida por WAGO en 2014 como evolución de la anterior Serie 222, con aproximadamente un 40 % menos de volumen que su predecesora.

Además de reducir el volumen, el desarrollo de la nueva serie incorporó la carcasa transparente y un nuevo diseño de las palancas orientado a facilitar su accionamiento.

En el 221-413, estas características se concentran en un conector de tres vías de 18,6mm de ancho, 8,15mm de alto y 18,3mm de profundidad, especialmente compacto para puntos de instalación en los que el espacio disponible es limitado.

Más configuraciones para ampliar las posibilidades de conexión
El 221-413 pertenece a las referencias de la Serie 221 para conductores de hasta 4mm² y ofrece tres puntos de conexión. La familia incluye también versiones con diferente número de vías, conectores en línea, soluciones para secciones de hasta 6mm² y diferentes accesorios de montaje.

La evolución de la gama mantiene un principio común: combinar la tecnología de conexión por resorte de WAGO con soluciones orientadas a facilitar el manejo y la inspección y cubrir distintas necesidades de conexión.

Sobre WAGO Iberia
WAGO Iberia es la filial española del Grupo WAGO, compañía familiar alemana fundada en 1951 y especializada en tecnologías de interconexión eléctrica, electrónica de interfaz y automatización. Constituida en España en 2024, WAGO Iberia integró la actividad de Dicomat, importador de WAGO en el mercado español desde 1980, dando continuidad a más de cuatro décadas de experiencia y relación con el sector.

El Grupo WAGO cuenta con cerca de 9.000 empleados, presencia a través de filiales y representantes en más de 80 países y una facturación de 1.340 millones de euros en 2025.

Más información: www.wago.com/es

WAGO Iberia refuerza su presencia en España para acercar al mercado sus soluciones de conexión eléctrica y automatización

Thu, 03 Sep 2026 11:02:23 +0200

WAGO Iberia, filial española del Grupo WAGO, continúa desarrollando su presencia directa en el mercado nacional con una propuesta especializada en interconexión eléctrica, electrónica de interfaz y tecnología de automatización. La compañía combina el conocimiento acumulado durante más de cuatro décadas de actividad de la marca en España con el acceso directo al porfolio, los recursos y la capacidad tecnológica de un grupo internacional presente en más de 80 países.

La creación de WAGO Iberia en 2024 supuso un nuevo paso en una relación con el mercado español que se remonta a 1980, año en el que Dicomat comenzó a importar y comercializar las soluciones de WAGO en España. La integración de su actividad permitió dar continuidad al conocimiento técnico, la experiencia comercial y la relación con los clientes consolidada durante ese periodo, al tiempo que reforzó la conexión directa con la estructura internacional del Grupo WAGO.

Este modelo permite a la filial española acercar al mercado un porfolio que cubre diferentes necesidades de la instalación eléctrica y la automatización: desde conectores y bornas para carril, instalaciones, cuadros eléctricos o placas de circuito impreso hasta fuentes de alimentación, relés y módulos de interfaz, sistemas de E/S, controladores, pantallas y soluciones de software.

75 años desarrollando tecnología de conexión
Fundada en Minden (Alemania) en 1951, WAGO ha construido buena parte de su trayectoria alrededor de la tecnología de conexión por resorte de presión, concebida como alternativa a los sistemas de conexión mediante tornillo.

A partir de este principio tecnológico, la compañía ha desarrollado diferentes sistemas de conexión destinados tanto a instalaciones eléctricas como a aplicaciones industriales. Entre sus familias más reconocibles se encuentra la Serie 221 de conectores con palanca, junto a soluciones para cuadros eléctricos, electrónica industrial y otras aplicaciones de interconexión.

Con el paso de las décadas, la actividad de WAGO se ha ampliado también al ámbito de la automatización y la electrónica de interfaz. Actualmente, estas tecnologías se integran en una oferta que abarca desde la conexión física de conductores y equipos hasta tareas de medición, control, comunicación y gestión de procesos.

Esta combinación cobra especial relevancia en sectores como la industria, la energía y la edificación, mercados que WAGO identifica entre las áreas con potencial de desarrollo para la compañía en España.

Una estructura local para estar más cerca del profesional
La implantación directa de WAGO Iberia busca reforzar también la cercanía con los diferentes perfiles que intervienen en la cadena de valor: instaladores, ingenierías, fabricantes de maquinaria y cuadros eléctricos, integradores, distribuidores y responsables técnicos de instalaciones industriales y de edificios.

"La creación de WAGO Iberia nos permite unir la experiencia acumulada durante más de 40 años en el mercado español con el respaldo tecnológico y los recursos de un grupo internacional. Nuestro objetivo es estar cada vez más cerca de clientes y profesionales, no solo mediante producto, sino también con conocimiento técnico, soporte y soluciones capaces de responder a las necesidades reales de cada aplicación", señala Álvaro Mallol, director general de WAGO Iberia.

La proximidad al mercado también se refleja en la participación de WAGO Iberia en algunas de las principales ferias profesionales vinculadas a sus diferentes ámbitos de actividad. La compañía ha estado presente en citas como MATELEC, en IFEMA MADRID; Advanced Factories, en Barcelona; Navalia, en Vigo; y BIEMH, en Bilbao, entre otras, reforzando así el contacto directo con profesionales de sectores como la instalación eléctrica, la automatización industrial, la industria naval y la fabricación avanzada.

En paralelo, WAGO Iberia continúa reforzando su relación con la distribución profesional. En julio de 2026, la compañía se incorporó a la Base de Datos de TELEMATEL y ELECTRONET, plataforma sectorial de ADIME y AFME que facilita el intercambio normalizado de información de producto entre fabricantes y distribuidores, incluyendo referencias, información logística, imágenes, tarifas y documentación técnica.

El respaldo de una compañía internacional
WAGO Iberia cuenta con el respaldo de la estructura internacional del Grupo WAGO, presente a través de filiales y representantes en más de 80 países. Esta capacidad global permite a la filial española acercar al mercado tecnologías y conocimiento desarrollados para ámbitos como la industria, la energía, la tecnología ferroviaria, el sector marítimo y offshore o la automatización de edificios, manteniendo al mismo tiempo una estructura próxima a clientes y profesionales.

El Grupo WAGO cuenta con cerca de 9.000 empleados, presencia a través de filiales y representantes en más de 80 países y una facturación de 1.340 millones de euros en 2025.

Más información: www.wago.com/es

AleaSoft: los precios subieron en todos los mercados eléctricos europeos en agosto impulsados por el gas, mientras la solar marcó máximos para ese mes

Tue, 01 Sep 2026 17:56:13 +0200

En agosto de 2026, los precios promedio mensuales aumentaron en todos los principales mercados eléctricos europeos. Italia registró el precio más alto, seguida de Gran Bretaña, mientras que el mercado nórdico presentó el promedio más bajo.

En comparación con julio, los precios subieron en todos los mercados analizados. El mercado nórdico registró el mayor incremento, seguido del francés.

Respecto a agosto de 2025, los precios también aumentaron en todos los mercados. Francia y el mercado nórdico registraron los mayores incrementos interanuales. Italia alcanzó su promedio más alto desde enero de 2023, mientras que Bélgica, Gran Bretaña, España, Francia y Portugal registraron sus precios más elevados desde marzo de 2023.

La producción solar fotovoltaica aumentó en términos interanuales en Alemania, España, Francia, Italia y Portugal. Aunque descendió respecto a julio, alcanzó máximos históricos para un mes de agosto en todos los mercados analizados.

La producción eólica aumentó en términos interanuales en Alemania y Francia, mientras que disminuyó en Italia, España y Portugal. Alemania y Francia alcanzaron máximos históricos de producción eólica para un mes de agosto.

La demanda eléctrica aumentó en términos interanuales en la mayoría de los mercados europeos. Italia y Portugal alcanzaron máximos históricos para un mes de agosto.

Los futuros de gas TTF para el Front Month en el mercado ICE alcanzaron un promedio de 62,14 €/MWh, un 15 % más que en julio y un 90 % más que en agosto de 2025. Fue el promedio más alto desde febrero de 2023. Los bajos niveles de las reservas europeas de gas y las tensiones en el estrecho de Ormuz impulsaron los precios.

Los futuros de derechos de emisión de CO₂ en el mercado EEX para diciembre de 2026 alcanzaron un promedio de 82,37 €/t, un 1,4 % más que en julio y un 12 % más que en agosto de 2025. El promedio mensual fue el más alto desde febrero de 2026.

Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE registraron un promedio de 88,08 $/bbl, un 4,9 % más que en julio y un 31 % más que en agosto de 2025. Las tensiones entre Estados Unidos e Irán y las interrupciones del tránsito de petroleros por el estrecho de Ormuz favorecieron el aumento de los precios.

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

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

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

AleaSoft: los mercados eléctricos europeos registraron una mayor producción eólica y precios a la baja en la cuarta semana de agosto

Mon, 31 Aug 2026 14:48:13 +0200

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 24 de agosto, la producción solar fotovoltaica aumentó un 20% en Alemania respecto a la semana anterior, tras el descenso de la semana previa. En el resto de los principales mercados eléctricos europeos, la producción disminuyó. Portugal registró la mayor caída, del 19%, seguido de España y Francia, con descensos del 11% y el 8,7%, respectivamente. Italia registró el menor descenso, del 2,5%. Portugal y Francia acumularon su segunda semana consecutiva de caídas, mientras que España e Italia encadenaron su cuarta semana de descensos.

Para la semana del 31 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento en los mercados español e italiano. En cambio, la producción solar disminuirá en el mercado alemán.

En la cuarta semana de agosto, la producción eólica aumentó en todos los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor incremento, del 60%, seguido de Alemania, con una subida del 55%. Francia y España registraron aumentos del 27% y el 23%, respectivamente, mientras que Italia presentó el menor crecimiento, del 4,6%. Alemania, Francia, Portugal y España acumularon su segunda semana consecutiva de aumentos, mientras que Italia encadenó su tercera semana de crecimiento.

Además, el 24 de agosto, Portugal alcanzó una producción eólica de 81 GWh, la más alta registrada en un día de agosto. El 29 de agosto, Francia generó 218 GWh con energía eólica, el valor diario más alto para un mes de agosto desde 2023.

Para la semana del 31 de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento en el mercado alemán. En cambio, la producción eólica disminuirá en los mercados francés, español, portugués e italiano.

Demanda eléctrica
En la cuarta semana de agosto, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos analizados respecto a la semana anterior. Italia registró el mayor incremento, del 15%, mientras que Francia presentó el menor crecimiento, del 2,2%. En los demás mercados donde aumentó la demanda, los incrementos alcanzaron el 3,9% en Bélgica, el 3,2% en Alemania y el 2,3% en Gran Bretaña. El crecimiento en Alemania e Italia puso fin a tres semanas consecutivas de descensos.

En cambio, la demanda disminuyó un 5,5% en España y un 2,2% en Portugal. España acumuló su sexta semana consecutiva de descensos, mientras que Portugal encadenó su cuarta semana a la baja.

Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en Alemania, Gran Bretaña, Italia, Francia y Bélgica respecto a la semana anterior. Alemania registró el mayor incremento, de 1,4°C, seguida de Gran Bretaña, con 1,2°C, e Italia, con 1,0°C. Francia y Bélgica registraron aumentos de 0,4°C y 0,1°C, respectivamente. En cambio, las temperaturas medias disminuyeron 2,2°C en Portugal y 2,1°C en España.

El descenso de las temperaturas contribuyó a la caída de la demanda eléctrica en España y Portugal. En los mercados donde aumentaron las temperaturas, el repunte térmico favoreció el crecimiento de la demanda.

Para la semana del 31 de agosto, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados portugués y español. Por el contrario, la demanda disminuirá en los mercados italiano, belga, francés, británico y alemán.

Mercados eléctricos europeos
En la cuarta semana de agosto, los precios promedio semanales disminuyeron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado nórdico registró el mayor descenso, del 20%, seguido de Portugal, con una caída del 17%, y Países Bajos, con un 16%. En Alemania, Francia y España, los precios disminuyeron entre el 12% de España y el 14% de Alemania. El mercado belga registró una bajada del 8,1% y el mercado británico presentó el menor descenso, del 2,2%. En cambio, el mercado italiano registró la única subida de la semana, del 15%.

En la semana del 24 de agosto, el mercado italiano registró el mayor promedio semanal, de 194,14 €/MWh, seguido del mercado británico, con 160,40 €/MWh. El mercado nórdico presentó el menor promedio semanal, de 89,81 €/MWh, tras el mayor descenso porcentual de la semana. Los mercados portugués y español coincidieron en un promedio de 106,46 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios promedio semanales estuvieron entre los 121,15 €/MWh del mercado francés y los 132,28 €/MWh del mercado belga.

Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado italiano se mantuvo por encima de 190 €/MWh durante casi toda la cuarta semana de agosto, excepto el domingo, y alcanzó su nivel más alto, de 205,52 €/MWh, los días 27 y 28 de agosto. Este fue su precio más alto desde el 6 de agosto. El mercado británico también se mantuvo elevado durante toda la semana, con precios diarios que superaron los 160 €/MWh en diversas ocasiones. Esto también ocurrió en el mercado belga los días 26 y 27 de agosto. En cambio, el aumento de la producción eólica y el descenso de la demanda favorecieron un fuerte descenso de los precios diarios el sábado 29 de agosto en los mercados alemán, francés, belga, neerlandés y nórdico. Ese día, el mercado nórdico registró el precio diario más bajo entre los mercados analizados, de 15,04 €/MWh, mientras que el mercado francés cayó hasta los 65,33 €/MWh.

El aumento generalizado de la producción eólica propició el descenso de los precios de los mercados eléctricos en la cuarta semana de agosto. En Italia, el menor incremento de la producción eólica de la semana, del 4,6%, junto con el mayor aumento de la demanda eléctrica, del 15%, impidió que los precios siguieran la tendencia bajista del resto de los mercados.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la semana del 31 de agosto, los precios aumentarán en los mercados español y portugués, en línea con el descenso previsto de la producción eólica en la península ibérica. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados, los precios disminuirán, salvo en Francia, donde se prevé un ligero repunte, influenciado también por la caída de la producción eólica en este mercado.

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 92,17 $/bbl, el lunes 24 de agosto, ya un 2,4% inferior al del viernes anterior. Los precios continuaron descendiendo y, el miércoles 26 de agosto, registraron su mínimo semanal, de 87,84 $/bbl. En las dos últimas sesiones de la semana los precios se mantuvieron por encima de 89 $/bbl. El viernes 28 de agosto, el precio de cierre fue de 89,31 $/bbl, un 5,4% inferior al del viernes previo.

La persistencia de las tensiones entre Estados Unidos e Irán, con el tráfico marítimo por el estrecho de Ormuz todavía por debajo de los niveles habituales pese a la propuesta de un canal de navegación temporal entre Irán y Omán, mantuvo la incertidumbre sobre los futuros de petróleo Brent, que revirtieron así el alza de la semana anterior.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, el lunes 24 de agosto alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 68,32 €/MWh, un 3,7% superior al del viernes anterior y el precio más alto desde el 11 de enero de 2023. En cambio, el miércoles 26 de agosto, registraron su mínimo semanal, de 65,63 €/MWh. El viernes 28 de agosto, el precio de cierre fue de 66,98 €/MWh, un 1,7% superior al del viernes anterior.

Las reservas europeas de gas se situaron cerca del 65% de su capacidad a finales de agosto. Este nivel de reservas, junto con la persistencia de las tensiones en el estrecho de Ormuz, sostuvo los precios de los futuros de gas TTF por encima de 65 €/MWh durante la semana.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, el martes 25 de agosto alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 84,43 €/t, el precio más alto desde el 23 de julio. En las últimas tres sesiones de la semana, los precios se mantuvieron por debajo de 83 €/t. El jueves 27 de agosto, registraron su mínimo semanal, de 82,42 €/t. El viernes 28 de agosto, el precio de cierre fue de 82,74 €/t, prácticamente igual al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 17 de septiembre, AleaSoft Energy Forecasting celebrará la edición número 69 de su serie de webinars mensuales. La sesión abordará la evolución reciente y las perspectivas de los mercados de energía europeos, la situación actual del almacenamiento de energía, el desarrollo esperado y los principales desafíos, además de los avances del autoconsumo, los retos y las oportunidades. Este webinar contará con la participación de Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets en S&P Global Energy. En la mesa de análisis del webinar en español también participará Francisco Valverde Sánchez, profesional independiente para el desarrollo de las energías renovables.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

Origen Solar propone combinar energía solar fotovoltaica y aerotermia para optimizar el consumo eléctrico en los hogares

Fri, 28 Aug 2026 08:40:13 +0200

Las altas temperaturas registradas durante el presente verano han posicionado el consumo eléctrico como un elemento de atención prioritaria. según datos oficiales, Catalunya alcanzó durante el pasado mes de julio un máximo de demanda eléctrica de 8.119 MW, lo que supone un incremento de casi un 10 % en comparación con el registro máximo obtenido durante el verano anterior.

El aumento en el uso de sistemas de climatización y aire acondicionado se identifica como uno de los factores principales de este repunte en la demanda. No obstante, las horas de mayor intensidad térmica coinciden con los periodos de máxima irradiación solar, favoreciendo la producción de las instalaciones fotovoltaicas y convirtiendo el autoconsumo en un recurso para reducir la dependencia de la red eléctrica.

La producción de electricidad durante las horas centrales del día permite cubrir una parte del consumo asociado a la refrigeración, mitigando el impacto sobre el sistema general. "El verano nos hace más conscientes del coste de la climatización, pero también nos muestra la importancia de producir y gestionar mejor la energía", explica Daniel Rubio, director ejecutivo de Origen Solar. "No se trata solo de consumir menos, sino de conseguir que la energía que utilizamos sea cada vez más eficiente y, siempre que sea posible, producida por nosotros mismos".

La integración de paneles solares con sistemas de aerotermia se presenta como una opción para abordar de forma conjunta la generación energética y la climatización doméstica. La aerotermia aprovecha la energía del aire exterior para proporcionar refrigeración, calefacción y agua caliente, alimentándose en parte de la electricidad generada por los paneles solares, lo que aumenta el autoconsumo y disminuye la dependencia de fuentes convencionales.

Para Origen Solar, el éxito de estas instalaciones reside en la planificación previa de los proyectos. "Cada vivienda tiene unos hábitos de consumo, unas necesidades y unas características diferentes. Por eso es importante estudiar el conjunto antes de decidir qué solución es la más adecuada", señala Rubio. El dimensionado correcto de las placas, la integración con sistemas de gestión y la monitorización permiten adaptar la energía producida a las necesidades reales del inmueble.

La empresa desarrolla proyectos fotovoltaicos y de aerotermia para particulares, empresas y comunidades de propietarios, abarcando desde el diseño técnico hasta la legalización y el mantenimiento. Ante la posibilidad de nuevos episodios de calor intenso, la transición hacia viviendas con mayor capacidad de gestión energética propia se plantea como una vía para mejorar la autonomía de los usuarios a largo plazo.

Juan Pablo Sanchez Gasque apuesta por anticipar riesgos en un mercado energético más exigente

Thu, 27 Aug 2026 13:56:14 +0200

La evolución del mercado energético exige modelos de gestión capaces de anticipar cambios regulatorios, tensiones de suministro y variaciones de demanda. Juan Pablo Sanchez Gasque impulsa una visión empresarial apoyada en el análisis técnico, el control financiero y una planificación estructurada para tomar decisiones con criterio.

La eficiencia operativa va más allá de la reducción de costes. Implica fortalecer procesos internos, mejorar la asignación de recursos, supervisar y preservar la continuidad de los proyectos frente a factores que pueden afectar su ejecución.

Gestión de riesgos y planificación estratégica de Juan Pablo Sanchez Gasque
En el sector energético, la exposición a variables financieras, regulatorias y operativas obliga a las organizaciones a revisar sus mecanismos de evaluación. La identificación temprana de riesgos contribuye a preparar estructuras para responder a cambios externos y mantener una gestión ordenada de los recursos.

"La gestión de riesgos no debe entenderse como una reacción ante la incertidumbre, sino como una herramienta de dirección para preservar estabilidad, eficiencia y capacidad de ejecución", afirma Juan Pablo Sanchez Gasque.

Este planteamiento también se refleja en Black Star Group, donde la supervisión, el control operativo y la gobernanza forman parte de una visión orientada a fortalecer la estabilidad institucional. La gestión de riesgos se integra así en la toma de decisiones y la planificación de proyectos a largo plazo.

Juan Pablo Sanchez Gasque y el fortalecimiento de estructuras corporativas
La consolidación de estructuras corporativas eficientes requiere disciplina financiera, procesos claros e indicadores que permitan evaluar el desempeño y detectar desviaciones. En mercados energéticos internacionales, esta capacidad de seguimiento cobra relevancia por factores económicos y regulatorios que pueden incidir en cada proyecto.

Desde esta perspectiva, Juan Pablo Sanchez Gasque vincula la eficiencia operativa con una gestión empresarial capaz de combinar sostenibilidad financiera, análisis estratégico y fortalecimiento institucional. El objetivo es mantener estructuras con capacidad de adaptación y criterios definidos para asignar recursos.

Análisis estratégico y visión de largo plazo
La visión planteada prioriza una lectura continua del entorno, la evaluación de riesgos y la disciplina en la ejecución. Estos elementos conectan la planificación financiera con las necesidades operativas y los objetivos de crecimiento.

Con esta línea de trabajo, Juan Pablo Sanchez Gasque consolida un enfoque empresarial centrado en el control de riesgos, la eficiencia operativa y la creación de valor sostenible, con atención a la estabilidad de los proyectos y a la capacidad de respuesta ante las transformaciones del mercado energético internacional.

AleaSoft; el de-rating de las baterías en el mecanismo de capacidad: lo que dicen los datos de la demanda residual

Thu, 27 Aug 2026 11:00:13 +0200

Un rango que puede más que duplicar la capacidad firme de un mismo proyecto
El mecanismo de capacidad español retribuirá la capacidad firme que cada tecnología puede aportar en las horas de mayor tensión del sistema. Para las baterías, esa aportación se ajusta mediante un coeficiente de de-rating, un coeficiente de reducción que traduce los MW instalados en MW firmes. Según las estimaciones actuales, el coeficiente para las baterías estaría entre 0,27 y 0,70. Ese rango implica que la capacidad firme reconocida a un mismo proyecto, y con ella los ingresos del mecanismo dentro de la estructura de ingresos (revenue stack) del activo, puede más que duplicarse según el valor que finalmente se adopte.

La referencia europea confirma la magnitud de lo que está en juego. En los mercados de capacidad europeos, los coeficientes aplicados a una batería de dos horas se mueven entre 0,14 y 0,44, mientras que para una de cuatro horas se sitúan entre 0,28 y 0,67. La discusión en España se está dando sobre todo en el terreno de los principios. AleaSoft Energy Forecasting aporta datos.

La prórroga de Almaraz cambia el punto de partida del mecanismo
El 14 de agosto de 2026 el BOE publicó la orden que renueva la autorización de explotación de las dos unidades de la central nuclear de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030. Los análisis de cobertura que justifican el mecanismo de capacidad ante la Comisión Europea se elaboraron asumiendo el calendario de cierre nuclear entonces vigente, con Almaraz fuera del sistema en 2027 y 2028.

Mantener en el sistema en torno a 2 GW de potencia firme nuclear hasta 2030 cambia ese escenario de partida. Por ello, la primera subasta puede no estar tan cerca como se preveía y algunos parámetros del diseño, entre ellos los coeficientes de de-rating y el volumen de capacidad a contratar, pueden revisarse. Esta revisión hace más necesario, no menos, que la discusión sobre el de-rating de las baterías se apoye en datos del comportamiento real del sistema, porque los parámetros que se fijen ahora condicionarán las decisiones de inversión en almacenamiento de energía de los próximos años.

Los episodios de tensión del sistema son cada vez más cortos
A partir de la demanda residual horaria del sistema eléctrico peninsular español, es decir, la demanda menos la producción eólica y solar, AleaSoft Energy Forecasting ha analizado el período de 2021 a 2025 seleccionando en cada año el 10 % de horas más tensas, que es el límite que el mecanismo fija para las horas de estrés, 876 horas al año. Sobre esa base se mide cuánto duran los episodios, es decir, cuántas horas seguidas está el sistema en tensión.

El resultado es que la duración de los episodios de tensión se está acortando. En 2021 un episodio duraba de media 3,8 horas y en 2025 menos de 3,1 horas. Los episodios que se resuelven en dos horas o menos han pasado del 38 % al 49 % del total. Como el número de horas tensas es fijo por construcción, lo que ha ocurrido es que hay más episodios y más cortos, de 229 a 286 al año.

La cobertura que puede ofrecer una batería según su duración
Para el coeficiente de de-rating, lo relevante es el porcentaje de horas de tensión que puede cubrir una batería según su duración. Una batería de dos horas podía cubrir el 48 % de las horas de tensión en 2021 y el 59 % en 2025. Una de cuatro horas pasó del 74 % al 86 % y una de seis horas del 85 % al 95 %.

La causa es la fotovoltaica. Al desplazar la tensión desde la tarde hacia la rampa de puesta de sol, divide un problema largo en varios problemas cortos. La mediana de inicio de los episodios se sitúa en la hora 19 y dos de cada tres comienzan entre las 18 y las 22. Una cobertura anual del 86 % para una duración de cuatro horas está muy por encima de los coeficientes de de-rating más conservadores que se están manejando, y la tendencia de los últimos cinco años favorece al almacenamiento de corta duración. La configuración de los episodios de tensión es distinta en verano y en invierno, un matiz que merece un análisis propio.

Un coeficiente que evolucionará en cada subasta
Lo que determina el valor de una duración de almacenamiento es cuánto dura el episodio de estrés que tiene que cubrir. En España ese episodio es la rampa posterior a la puesta de sol, de varias horas, y no un pico de una hora. En esas condiciones, una batería de dos horas aporta una capacidad firme muy inferior a la de una de cuatro horas, como reflejan los rangos europeos citados, de 0,14 a 0,44 frente a 0,28 a 0,67.

Conviene recordar, además, que el propio despliegue del almacenamiento modifica el problema que debe resolver. Con más MW de baterías instalados, la punta de demanda residual se aplana y los episodios de estrés se alargan, de modo que el coeficiente de de-rating de las duraciones cortas tiende a caer con el tiempo. Un coeficiente de de-rating no es un input constante a 15 años. Evolucionará en cada una de las subastas de capacidad, y los modelos de ingresos y las decisiones de inversión deben incorporar esa evolución desde el diseño del proyecto.

Los datos como base de la decisión regulatoria
La evidencia de la demanda residual peninsular indica que los episodios de tensión son cada vez más cortos y que el almacenamiento de cuatro horas ya cubre la gran mayoría de las horas de estrés. Cuantificar esa aportación en cada subasta, y anticipar su evolución, será determinante para la inversión en almacenamiento en España.

El análisis de los ingresos del almacenamiento: el papel de AleaStorage
AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento de energía, se centra en el análisis estratégico de baterías y proyectos de hibridación, proporcionando estimaciones de ingresos de baterías stand-alone en mercados de energía y servicios de ajuste, análisis de hibridación con renovables, tanto fotovoltaica como eólica, evaluación de ingresos de mercados de capacidad y modelización de escenarios de precios y volatilidad a largo plazo. Las series de datos reales de demanda, generación renovable y precios horarios de España y del resto de Europa utilizadas en este análisis están disponibles en Alea Energy DataBase, la plataforma de datos online de AleaSoft.