El conflicto con Irán ha dinamitado la estabilidad energética europea. Y el mercado eléctrico español no es una excepción. El precio del pool desde el conflicto ha pasado de 16 €/MWh (febrero) a 72 €/MWh (lo que llevamos de marzo) llegando al récord del último año ayer con una media de 136 €/MWh. Además, los costes de los servicios de ajuste del sistema siguen siendo imposibles de cubrir con instrumentos de cobertura, y las comercializadoras que basaban su modelo en comprar en el mayorista y revender con un margen están reviviendo lo sucedido hace 4 años con la guerra de Ucrania.

Dentro de este escenario de volatilidad extrema se está abriendo una ventana de oportunidad para quienes decidan dejar de ser simples intermediarios de kilovatios y empiecen a ofrecer un valor real más allá de comprar coberturas baratas para los próximos meses. Hace cuatro años la exposición al gas fue el mayor catalizador del autoconsumo, en un contexto en el que no teníamos la cadena de suministro trabajada, faltaba tecnificación en el sector y los precios del almacenamiento todavía estaban fuera de rango. Hoy, con 9,3 GW de autoconsumo solar ya instalado en España, una regulación de agregación recién aprobada y un mercado europeo de flexibilidad que se triplicará hasta los 12.000 millones de euros en 2030, las herramientas están ahí. La pregunta es quién se mueve primero.

La guerra de Irán ha provocado la mayor disrupción energética desde 2022

El 28 de febrero de 2026, los ataques conjuntos de Estados Unidos e Israel contra Irán desencadenaron una escalada militar que ha sacudido los mercados energéticos globales. Irán respondió con ataques con misiles contra infraestructuras del Golfo, incluyendo la refinería de Ras Tanura de Saudi Aramco y la terminal de GNL de Ras Laffan. Entre el 1 y el 2 de marzo, la Guardia Revolucionaria iraní cerró el Estrecho de Ormuz, por donde pasa habitualmente el 20% de las exportaciones de GNL, bloqueando el paso de 20 millones de barriles diarios: la mayor interrupción de suministro de la historia energética moderna, superior a la crisis de Suez de 1956.

El Brent pasó de unos 63 $/barril en enero a un pico cercano a los 120 $ el 9 de marzo, antes de retroceder a 88 $ tras los comentarios de Trump sobre un final próximo del conflicto. El gas TTF (Title Transfer Facility) europeo casi se duplicó, desde unos 32 €/MWh hasta un pico de 65 €/MWh, estabilizándose entre 48 y 55 €/MWh a mediados de marzo. La situación se agrava por los bajos niveles de almacenamiento de gas en la UE: apenas 46 bcm (30% de capacidad), frente a los 60 bcm de 2025 y los 77 bcm de 2024.

Goldman Sachs elevó su previsión de TTF para abril a 55 €/MWh (desde 36 €/MWh), advirtiendo que un cierre de un mes del Estrecho de Ormuz podría llevar el TTF a 74 €/MWh, y una interrupción de dos meses por encima de los 100 €/MWh, niveles no vistos desde la crisis de 2022. Los mercados de futuros de OMIP para España reflejan una lectura dual: pánico a corto plazo pero cierto optimismo a medio. Los futuros de abril de 2026 cotizan a 42,50 €/MWh y el Q2 a 51,40 €/MWh. Pero cubrirse hoy no es barato: esos mismos futuros trimestrales cotizaban a 40-41 €/MWh hace un año para los trimestres equivalentes. Cubrirse ahora cuesta un 25-27% más que en marzo de 2025. Y si el mercado se equivoca y el conflicto se prolonga, las consecuencias para las comercializadoras con contratos a precio fijo pueden ser catastróficas.

El pool español se dispara y los costes de ajuste siguen siendo el asesino silencioso

El precio medio diario del pool en OMIE saltó de 71,67 €/MWh en enero a 136,86 €/MWh el 10 de marzo, el nivel más alto desde febrero de 2025. Los picos intradiarios superaron los 250 €/MWh entre las 21:00 y las 23:00. La tarifa regulada PVPC alcanzó los 394,27 €/MWh en la franja de 20:00 a 21:00 de ese mismo día. El patrón intradiario es extremo: la solar empuja los precios cerca de cero al mediodía, y las horas punta de la noche con el gas marginal explotan por encima de 200 €/MWh.

Pero este pico por la crisis de Irán aterriza sobre una crisis estructural preexistente. Desde el apagón nacional del 28 de abril de 2025, los servicios de ajuste del sistema (SSAA) se han convertido en el verdadero destructor de márgenes. Estos costes de balanceo han pasado de aproximadamente 1 €/MWh en 2019 a 27,52 €/MWh en 2025, un incremento del 351% en tres años. El coste total de las restricciones técnicas alcanzó los 3.300 millones de euros en 2025, con unos 1.100 millones directamente atribuibles a las medidas de operación reforzada post-apagón de REE.

El principal problema para las comercializadoras es que no existen instrumentos de cobertura para los costes de los servicios de ajuste. Mientras las comercializadoras pueden cubrir su exposición al precio del pool a través de futuros en OMIP, contratos bilaterales OTC o PPAs, los costes de SSAA no se pueden cubrir. Esto convierte cada contrato a precio fijo en una apuesta sobre costes de sistema impredecibles.

Los contratos a precio fijo se están rediseñando: el modelo tradicional no aguanta

La presión combinada de precios del pool volátiles y costes de SSAA sin cobertura está transformando la manera en que las comercializadoras estructuran sus ofertas. Muchas campañas de precio fijo quedaron paralizadas tras el apagón de abril de 2025. La consultora Evoltio alertó sobre un alto riesgo de repetir un episodio similar al de 2021, con posibles incumplimientos de contratos o ajustes extraordinarios. Recordemos que aquella crisis de 2021 provocó el cierre de 26 comercializadoras en un solo año, con alrededor de 100 pequeñas comercializadoras cerrando en total.

Las respuestas defensivas están siendo variadas. Muchos contratos nuevos incluyen cláusulas de traspaso de SSAA, fijando un umbral (en torno a 20 €/MWh) a partir del cual el exceso se factura al cliente. Iberdrola ha introducido cláusulas de revisión anual de SSAA. Gana Energía aplicó un recargo del 6% para cubrir estos costes. Otros han acortado los periodos de compromiso o añadido cláusulas de escalado por IPC.

La OCU detectó que las comercializadoras han cuadruplicado los cargos fijos por potencia contratada, pasando de 24,40 €/hogar en 2021 a 83,10 €, para parecer competitivas en precio de kWh mientras recuperan costes por otro lado. Y cuando la CNMC prohibió explícitamente en junio de 2025 que las comercializadoras modificaran los contratos a precio fijo existentes para trasladar los costes de SSAA post-apagón, varias se vieron obligadas a revertir subidas ya anunciadas, profundizando sus pérdidas.

El panorama competitivo sigue siendo intenso a pesar de estas presiones. España tiene más de 534 comercializadoras activas, uno de los números más altos de Europa. En 2024 se registraron 7,25 millones de cambios de compañía eléctrica, un récord histórico que afectó al 23,9% de los consumidores. Pero la concentración se acentúa: los 5 grandes grupos controlan el 84,9% de los puntos de suministro del mercado libre doméstico. El caso disruptivo es Octopus Energy, que superó los 500.000 clientes a finales de 2025 (desde 35.000 en 2022), mientras Endesa y Naturgy pierden cuota. Las comercializadoras independientes sin activos de generación sufren la presión más aguda: peores condiciones de cobertura, mayores requisitos de garantías y nula posibilidad de ingresar por servicios de ajuste como hacen las generadoras.

Autoconsumo y flexibilidad: de producto nicho a necesidad

España cuenta ya con 9,3 GW de potencia de autoconsumo fotovoltaico acumulada en más de 500.000 instalaciones, generando 10.550 GWh en 2025, aproximadamente el 4,1% de la demanda eléctrica nacional. Aunque las nuevas instalaciones cayeron por tercer año consecutivo hasta unos 1.139 MW (desde el pico de 2.600 MW en 2022), el mercado está madurando, no muriendo. El almacenamiento detrás del contador creció un 119% hasta 339 MWh en 2025. El tamaño medio residencial subió a 5,5 kW, reflejando la electrificación de la calefacción y la carga de vehículos eléctricos. Y el apagón de abril de 2025 provocó un aumento del 105% en instalaciones aisladas de red, reactivando el interés del consumidor por la autonomía energética.

La economía del autoconsumo sigue siendo atractiva: ahorro medio por hogar de 1.007 €/año (una reducción del 84% de la factura) con un periodo de retorno de 6,2 años sobre una inversión de unos 6.900 €. Pero la historia real está en lo que viene después de la instalación.

El almacenamiento con baterías ha dejado de ser una tecnología cara para early adopters. Según BloombergNEF, el coste de las baterías de almacenamiento estacionario cayó un 45% solo en 2025, hasta los 70 $/kWh a nivel de pack. En tres años se ha dividido por dos. Con estos precios, un hogar con autoconsumo solar que añade una batería física no necesita que ninguna comercializadora le “guarde” sus excedentes en un apunte contable. Los almacena él. Y los usa cuando la electricidad está cara, que es exactamente cuando el sistema más lo necesita. Para las comercializadoras, esto significa que el cliente con paneles y batería ya no depende del pool en las horas punta. O le ofreces algo mejor que el mercado, o ese cliente se desconecta de tu propuesta de valor.

El marco regulatorio ya está listo: RD 88/2026 y la era del agregador independiente

El ecosistema de flexibilidad español recibió su impulso regulatorio más importante con el Real Decreto 88/2026, publicado el 12 de febrero de 2026. Esta norma establece formalmente por primera vez la figura del agregador independiente, completando la transposición de la Directiva europea 2019/944.

Los puntos clave de esta regulación son determinantes. Los agregadores pueden combinar cargas de consumidores, generación distribuida y almacenamiento para participar en mercados de balance. Los consumidores tienen derecho a contratar servicios de agregación sin consentimiento de su comercializadora. Las comercializadoras con más de 200.000 clientes están obligadas a ofrecer tarifas dinámicas. Y se crea un datahub nacional que centraliza los datos de todos los puntos de suministro. REE tiene dos meses para diseñar los procedimientos de agregación y las comercializadoras cuatro meses para adaptarse.

A esto se suma la ampliación del autoconsumo compartido de 2 a 5 km de radio (RD-ley 7/2025), la creación de la figura del gestor de autoconsumo para instalaciones colectivas y la revisión de las normas de respuesta de demanda. El SRAD (servicio de respuesta activa de la demanda) ha asignado 1.725 MW para el primer semestre de 2026, un 50% más que en 2025. Cinco proyectos piloto sandbox del MITECO están probando los mecanismos prácticos de mercados locales de flexibilidad, almacenamiento ciudadano y modelos de agregador independiente.

La oportunidad de mercado es enorme, pero exige velocidad

La confluencia de crisis y regulación abre una ventana para las comercializadoras que actúen con agilidad comercial. El mercado europeo de flexibilidad del lado de la demanda pasará de 4.000 a 12.000 millones de euros en 2030 según McKinsey. España está especialmente bien posicionada: más del 99% de penetración de contadores inteligentes (la más alta de Europa) en residencial, un pipeline de unos 16 GW de proyectos de baterías a escala utility hasta 2030, y un objetivo del PNIEC de 19 GW de autoconsumo para 2030, frente a los 9,3 GW actuales. Existe un escepticismo generalizado en el sector sobre la viabilidad de estas metas oficiales. Cumplir el plan del Gobierno exigiría instalar 2.000 MW anuales, casi el doble de los 1.100 MW actuales. Sin embargo, aun si el mercado se moviera más lento y solo se alcanzara la mitad de esa ambición, estaríamos ante un crecimiento masivo. Para las comercializadoras, el impacto es directo en su modelo de negocio: lo que hoy representa apenas un 3-5% de su base de clientes, escalará hasta suponer entre un 14% y un 17% en el corto plazo. Es un cambio de mix nada desdeñable que obligará a rediseñar la estrategia comercial de forma inmediata.

La disposición del consumidor existe, pero no está bien atendida. Solo el 56,9% de los hogares declara estar satisfecho con su proveedor eléctrico, siendo el precio la queja principal. El 66% de los hogares con paneles solares planea instalar una bomba de calor en los próximos tres años. Y el 71% de los hogares prioriza la seguridad en el gasto energético por encima de otras variables: una señal clara de demanda del tipo de gestión energética predecible y optimizada que los productos de flexibilidad pueden ofrecer.

Ya hay comercializadoras demostrando que el modelo funciona. Nexus Energía, la sexta mayor comercializadora española, se asoció con Bamboo Energy para ofrecer respuesta de demanda industrial: el distribuidor alimentario Distribuciones Monteverde logró un ahorro del 6% en su factura mediante desplazamiento de cargas de refrigeración. Soldelia gestiona proyectos solares comunitarios en Córdoba a un precio fijo de 0,06 €/kWh sin inversión inicial. Holaluz y Som Energía están construyendo plataformas de energía comunitaria. Estos pioneros están convirtiendo la flexibilidad de un concepto regulatorio en propuestas de valor tangibles para el cliente.

Reaccionar ahora o perder la partida

En 2024 se registraron 7,25 millones de cambios de compañía eléctrica en España, un récord histórico. Y eso fue antes de que Irán disparase la volatilidad. Lo que viene será peor. Cada subida brusca del pool es un cliente que se replantea su contrato. La pregunta no es si habrá movimiento de clientes, sino quién los capta.

La crisis de Irán ha expuesto una vulnerabilidad que ya estaba ahí: las comercializadoras construidas sobre márgenes simples de compra mayorista y reventa minorista son cada vez menos viables. Los costes de cobertura en OMIP están un 25% por encima de hace un año. Los servicios de ajuste siguen siendo imposibles de cubrir. Y el cliente lo nota en la factura.

Pero en paralelo, las piezas para un modelo distinto ya están encima de la mesa. El autoconsumo supera los 9 GW instalados. El almacenamiento se ha abaratado un 45% en un solo año. El RD 88/2026 habilita al agregador independiente. Y el mercado europeo de flexibilidad se triplicará hasta los 12.000 millones de euros en 2030.

Las comercializadoras que ahora mismo estén ofreciendo a esos clientes en movimiento una propuesta real de control y gestión de sus activos — autoconsumo, almacenamiento, optimización de consumo — se los van a quedar. Y una vez dentro de una relación de servicios energéticos, esos clientes no se cambian por medio céntimo menos en el kWh.

Quien no los capte durante esta ventana de volatilidad, tendrá que competir por ellos en un mercado tranquilo donde la única palanca es el precio. Y esa es una guerra que las comercializadoras sin activos de generación no pueden ganar.

La ventana entre la habilitación regulatoria y la saturación del mercado es estrecha. Esto no es una reflexión estratégica para el próximo offsite. Es una decisión que hay que tomar esta semana.

La entrada Adaptarse o morir ¿Cómo afecta el conflicto de Irán a mi comercializadora? se publicó primero en Clevergy.

¿Lo mejor y lo peor del autoconsumo en 2025? ¿Retos para 2026?¿Digitalización?

Estuvimos en Genera y aprovechamos para grabar una edición especial de nuestro podcast, Energéticamente, en la que dimos voz a distintos profesionales del sector energético para conocer su visión sobre tres grandes cuestiones: cómo ha evolucionado el autoconsumo este año, cuáles son los principales retos para 2026 y qué papel jugarán los datos energéticos en el futuro del sector.

El resultado es una conversación ágil y plural que refleja el pulso actual de la transición energética en España. Si quieres escuchar de primera mano qué opinan quienes están impulsando el cambio desde dentro, no te pierdas este episodio especial grabado en Genera.

¿Quieres conocer hacia dónde se mueve el sector energético?

En Clevergy elaborado un informe exclusivo con los resultados de 50 entrevistas en profundidad a empresas energéticas y usuarios finales del mercado español. El objetivo: entender sus retos, prioridades y expectativas en un contexto de cambio continuo.

El resultado es un documento que revela las tendencias clave que están redefiniendo el modelo energético y el papel de la digitalización en esta transformación.

🔍 Algunos insights destacados:

• El 87% de las compañías ya considera la monitorización una prioridad estratégica.
• Un 40% planea nuevas líneas de negocio en torno a la flexibilidad y la gestión activa de la demanda.

Descubre cómo las empresas están adaptándose a este nuevo escenario.

👉 Descarga el informe completo aquí y accede a todos los hallazgos y prioridades estratégicas que marcarán el futuro del sector.

Baterías y gestión energética, claves del futuro

Australia es todo un referente en energías renovables y descarbonización. El estado de Australia del Sur tiene como objetivo llegar al 100% de energías renovables para 2027, y en este año ya han superado el 75%. Para ello cuentan también con los parques de baterías que hace unos días lograron un récord mundial al cubrir el 40% de la demanda instantánea durante el pico vespertino, consolidando a la región como líder en redes renovables avanzadas. Este hito se registró el martes 19 de noviembre a las 7:55 p.m., cuando las baterías entregaron un impresionante récord de 611 MW.

Por otro lado China está avanzando rápidamente en la tecnología de carga bidireccional para vehículos eléctricos (VE), que permite que los VE no solo se carguen desde la red, sino que también devuelvan electricidad a ella, apoyando la estabilidad y el almacenamiento energético en la red, y pudiendo participar en los mercados de flexibilidad de la demanda. El país ha lanzado varios programas piloto y un plan nacional de tres años (2025-2027) para expandir la infraestructura de carga, incluyendo alrededor de 5.000 nuevas unidades de carga bidireccional para 2027. Los participantes en este programa piloto están recibiendo importantes compensaciones económicas por ceder las baterías de sus coches eléctricos.

Otras cosas que deberías leer

• Mapa interactivo de los paneles solares en el mundo
• Tres horas de luz gratis al día: la idea de Australia para sobrevivir a su propio éxito solar

La entrada BeClever, diciembre 2025 se publicó primero en Clevergy.

Cerramos una ronda de 3,2M€ para consolidarnos como el aliado tecnológico de las comercializadoras energéticas

Hace unas semanas anunciamos el cierre de una nueva ronda de inversión de 3,2 millones de euros, que nos permitirá consolidarnos como el aliado tecnológico de las comercializadoras energéticas en Europa.

Con esta nueva financiación, seguiremos mejorando el producto y expandiéndonos por Europa, apoyando a las comercializadoras en el desarrollo de servicios de flexibilidad y en la construcción del futuro energético descentralizado, descarbonizado y digital.

Además de a nuestros inversores queremos agradecer este hito a los clientes que ya confían en Clevergy.

White paper: API vs Hardware – Cómo integrar recursos energéticos distribuidos de forma eficiente

En un contexto de transformación y digitalización las comercializadoras energéticas deben tomar decisiones críticas sobre su estrategia de integración de dispositivos. ¿Hardware instalado en cada hogar o plataformas de software que se conectan mediante APIs? Hemos preparado un análisis exhaustivo que compara ambos enfoques desde las perspectivas de costes, escalabilidad, seguridad y experiencia de cliente, y que puedes descargar de manera gratuita.

El modo re-reforzado

El apagón del 28 de abril de 2025 marcó un punto de inflexión. Red Eléctrica opera desde entonces en modo reforzado, activando más centrales de ciclo combinado para estabilizar la tensión, lo que ha elevado significativamente los costes del sistema, además de desperdiciar un porcentaje importante de energía renovable.

A finales de septiembre y a pesar del sistema reforzado, hubo varios episodios de de variaciones de tensión que llevaron a Red Eléctrica a anunciar nuevas medidas de ajuste que reducían un poco más la participación de las energías renovables en el mix energético. Muy recomendable el artículo de Joaquín Coronado en El Periódico de la Energía, explicando las nuevas medidas y sus consecuencias: el problema de fondo no reside en las renovables, sino en la falta de rapidez y coordinación del sistema. Es como tratar de solucionar un problema nuevo con soluciones anticuadas, como señalaba nuestro CPO, Álvaro Pérez Bello, en un artículo sobre grid forming y sobre como la estabilidad del sistema eléctrico ya no depende de la inercia del acero, sino de la inteligencia del silicio.

¡Nos vemos en Genera 2025!

Estaremos presentes en Genera 2025, la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, que se celebrará del 18 al 21 de noviembre en IFEMA Madrid, junto a Matelec en lo que se ha llamado la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización. Te invitamos a visitarnos en nuestro stand propio, ubicado en el pabellón 6, stand 6A08, donde podrás descubrir cómo Clevergy ayuda a las comercializadoras a aprovechar todo el potencial de los datos energéticos.

Agenda una reunión con nuestro equipo para conocer en detalle nuestras soluciones de energía inteligente y cómo pueden ayudarte a desarrollar servicios de flexibilidad y gestión activa de la demanda. Además, si necesitas entradas gratuitas para el evento, puedes solicitárnoslas directamente. ¡Será un placer compartir contigo las últimas novedades y conversar sobre el futuro del sector energético!

Energéticamente, hablamos de energía

No te pierdas los dos últimos capítulos de nuestro podcast

• Javier Colón (Neuro Energía), hablando del cambio al sistema cuarto-horario y las consecuencias del apagón y los retos tecnológicos del sector.
• José Carlos Díaz Lacaci (SotySolar), comparte su experiencia en los aprendizajes que las comercializadoras de energía pueden extraer de las telcos. Una conversación sobre experiencia de cliente, digitalización, tecnología propia y el futuro del sector energético.

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La entrada BeClever, octubre 2025 se publicó primero en Clevergy.

Y, como acostumbra, lo hacía sin caer en simplificaciones ni en nostalgia tecnológica. Su tesis es clara: el problema del sistema eléctrico actual no es la falta de inercia, sino la falta de rapidez y coordinación.

En otras palabras, no necesitamos más masa girando, sino más inteligencia reaccionando.

Durante décadas, la estabilidad de la red se basó en la inercia física de los grandes generadores síncronos. Cuando había una perturbación, sus toneladas de acero rotando absorbían o liberaban energía de forma natural, amortiguando los desequilibrios de frecuencia. Pero la transición energética ha cambiado ese equilibrio: cada vez hay más renovables conectadas a través de inversores electrónicos, que no aportan inercia y, por tanto, dejan la red más “ligera” y sensible.

Sin embargo, pensar que la solución pasa por recuperar esa inercia perdida es —como dice Coronado— mirar por el retrovisor.

Hoy tenemos algo, que quizás sea la respuesta: control digital capaz de reaccionar miles de veces más rápido que cualquier turbina.

De seguir la red a crearla

Aquí es donde entra en juego una tecnología de la que llevamos oyendo hablar desde el apagón: el grid forming.

Confieso que durante mucho tiempo me ha generado cierto rechazo, quizás porque siempre se presentaba con un aire casi mágico. “nuevos inversores que dan inercia”, “inercia virtual”, “máquinas síncronas digitales”… demasiadas etiquetas para algo que parecía intangible.

Pero detrás de la jerga hay una idea sencilla y potente.

Un inversor grid forming no se limita a seguir la frecuencia y el voltaje de la red existente, como hace un inversor convencional (grid following).

En su lugar, genera su propia referencia de tensión y frecuencia, comportándose como si fuera una máquina síncrona virtual. Es decir, crea la red a la que los demás se sincronizan.

Para lograrlo, el inversor produce de forma sintética la tensión y la corriente necesarias para mantener el equilibrio, pudiendo generar o consumir potencia activa y reactiva jugando con el desfase de las ondas.

De esa forma, actúa como una “fuente de potencia compleja” controlable, capaz de estabilizar la red incluso en ausencia de generadores tradicionales.

No es magia: es control, y tiene límites

El grid forming resuelve una parte del problema, pero no todo.

Al reemplazar la inercia física por una inercia virtual, se gana velocidad de respuesta, pero también aparecen nuevos retos.

1. Falta de energía.

   Si la fuente detrás del inversor (una batería, por ejemplo) no tiene suficiente energía disponible, el sistema puede perder su capacidad de mantener frecuencia y tensión, provocando desconexiones bruscas de sincronismo.

   En términos simples: sin “combustible eléctrico”, la red formada colapsa.

2. Calidades desiguales.

   La estabilidad de un grid forming depende en gran medida de la calidad del control digital y de su ajuste dinámico (los parámetros de droop, amortiguamiento, etc.).

   Un inversor mal calibrado puede generar oscilaciones en tensión o frecuencia, afectando no solo a sí mismo, sino a toda la red local.

3. Falta de estándares.

   Cada fabricante implementa su propio modelo de control. Esto significa que dos inversores grid forming de distintas marcas pueden responder de forma diferente ante la misma perturbación, llegando incluso a “competir” entre sí por imponer la frecuencia.

   Por eso ENTSO-E, IEEE y otros organismos están trabajando en definir códigos de red específicos para inversores formadores de red, algo que será esencial para su despliegue masivo.

La red del futuro

El artículo de Coronado apunta en la dirección correcta: la estabilidad del sistema eléctrico ya no depende de la inercia del acero, sino de la inteligencia del silicio.

Tecnologías como el grid forming, combinadas con el almacenamiento y la gestión activa de la demanda, marcan un nuevo paradigma: redes eléctricas que no se estabilizan por su peso, sino por su capacidad de adaptación.

En este cambio de paradignma, ya no hablamos solo de grandes centrales o operadores, sino de una red compuesta por miles de nodos activos —hogares, baterías, vehículos eléctricos— que pueden contribuir dinámicamente a mantener la estabilidad del sistema.

Y esto es lo que mola, porque no es magia: es ingeniería en tiempo real.

La entrada De la inercia al control: cómo se estabiliza una red sin masa se publicó primero en Clevergy.

Nuestra misión es clara: permitir a las comercializadoras dar el mejor servicio de energía inteligente a sus clientes. Esa es la tecnología que estamos construyendo. Y ya está en marcha. Gracias a Clevergy, ya son cientos de miles de hogares los que monitorizan y optimizan su consumo, integran generación solar y gestionan sus dispositivos inteligentes desde la app o web de su comercializadora

Con esta nueva financiación, podremos seguir mejorando el producto y expandirnos por Europa, apoyando a las comercializadoras en el desarrollo de servicios de flexibilidad y en la construcción del futuro energético descentralizado, descarbonizado y digital. Los hogares ya están preparados para ser protagonistas, y junto a las comercializadoras lideraremos esta transformación y desbloquearemos nuevas oportunidades de negocio sostenible

La ronda ha sido liderada conjuntamente por Racine² (gestionada por Serena y Makesense) y Axon Partners Group, con la participación de Satgana, Wayra (el CVC de Telefónica) y Angels, la sociedad de inversión de Juan Roig. Muchas gracias por confiar en nosotros.

La entrada Clevergy cierra una ronda de 3,2M€ para consolidarse como el aliado tecnológico de las comercializadoras energéticas se publicó primero en Clevergy.

El rechazo al decreto-ley antiapagones

La no aprobación del Real Decreto-ley 7/2025, llamado decreto antiapagones el pasado 22 de julio, pone en riesgo inversiones en el sector eléctrico superiores a los 200.000 millones de euros, además de poner en pausa soluciones estructurales para la mejora del sistema, tanto en agilizar trámites administrativos, como en la aceleración de instalaciones de sistemas de almacenamiento que den estabilidad al sistema eléctrico, y en el impulso al autoconsumo colectivo y las comunidades energéticas.

A pesar de contar con el respaldo de las grandes eléctricas, empresas de renovables y las empresas de consumo eléctrico intensivo el decreto-ley no fue aprobado en el congreso por temas políticos, y pone el futuro de la electrificación y la descarbonización de la economía en pausa. El Gobierno trabaja ya en un nuevo texto que logre la aprobación en el Congreso, y que debería presentarse cuanto antes para desbloquear esta situación.

La nueva normalidad tras el apagón supone en el aumento del uso del gas en la generación eléctrica, y la consiguiente subida de precio de la energía, que algunos expertos estiman que será de hasta un 24,4% en este tercer trimestre del año. Si a esto se suma la tensión en el mercado del petróleo por la crisis en Oriente Medio, el final de año podría complicar la situación del mercado energético en esta segunda parte de 2025. El IPC ya ha subido hasta el 2,7% en julio.

Las renovables siguen siendo el camino

Según un informe publicado recientemente por IRENA, en 2024 la energía solar fotovoltaica (FV) fue, en promedio, un 41% más barata que las alternativas fósiles más baratas, mientras que los proyectos eólicos terrestres resultaron un 53% más económicos. Y además de esto el coste de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías ha caído un 93% desde 2010.

Las instalaciones de almacenamiento de baterías en todo el mundo subieron un 54% en el primer semestre de 2025, con un mes de junio de récord en nuevas instalaciones. China lidera estas instalaciones, mientras que Europa en general y España en particular no avanzan.

Mientras, Irlanda se ha convertido en el sexto país europeo en abandonar el carbón para generación eléctrica.

Generar oportunidades de venta para clientes de autoconsumo

En Clevergy lanzamos hace unos meses una funcionalidad de oportunidades de venta que permite a comercializadoras e instaladoras de autoconsumo identificar y gestionar oportunidades reales de venta gracias al análisis centralizado de datos de consumo y generación eléctrica de sus clientes. Esto hace posible generar leads para, por ejemplo, vender instalaciones de baterías y aerotermia. Tenemos como caso de éxito a Comunidad Solar, que tras una campaña desde la app ha generado más de 250 leads para la instalación de baterías.

¿Quieres probar esta funcionalidad?

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• Nemesio Fernández-Cuesta (Ex-secretario de Estado de Energía)
• Oscar Monrio de la Herran (CHC Energia Former CIO-CTO-CISO)

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• China ya tiene un robot que instala 1.000 paneles solares al día. Es su arma para seguir dominando las renovables
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La entrada BeClever, julio 2025 se publicó primero en Clevergy.

Llevamos varios meses evolucionando nuestra funcionalidad de oportunidades de venta, diseñada específicamente para capitalizar la relación con el cliente a lo largo del tiempo. Por ejemplo, detectar que un usuario está vertiendo a la red una parte significativa de su generación solar puede ser el detonante para proponerle la instalación de baterías, sistemas de aerotermia u otras soluciones de eficiencia.

Oportunidades de venta reales

Si eres una instaladora o una comercializadora que ofrece soluciones de autoconsumo, sabrás que mantener la interacción con el cliente tras la instalación es un reto. Sin una solución como Clevergy, perderás visibilidad sobre el estado real de las instalaciones o el contexto de uso de tus clientes, y no podrás identificar nuevas oportunidades comerciales, como la instalación de baterías, sistemas complementarios o nuevos servicios.

Con Clevergy, puedes transformar esa relación:

• Genera oportunidades de venta y haz upselling de manera pasiva, lanzando campañas directamente desde la app, con mensajes personalizados y llamadas a la acción adaptadas. Los usuarios verán las ofertas al consultar su consumo, podrán dejar sus datos para solicitar información y tú gestionarás esos leads desde la propia plataforma, con trazabilidad durante todo el proceso comercial.
• Además, muy pronto, Clevergy incluirá funcionalidades de prospección activa: la plataforma podrá sugerir de forma automática aquellos clientes potenciales que, según sus patrones de consumo y generación, tienen mayor probabilidad de estar interesados en soluciones adicionales como aerotermia o baterías. Esto permitirá priorizar leads y optimizar campañas para maximizar la conversión.

Un caso de éxito, Comunidad Solar

Uno de nuestros clientes que mejor está utilizando las oportunidades de venta es Comunidad Solar, empresa líder en generación, comercialización e instalación de energía fotovoltaica., pionero en España en Autoconsumo Remoto. A principios de junio lanzaron a través de la app una campaña para que sus usuarios solicitaran más información sobre la instalación de baterías. Desde entonces han generado más de 250 leads de clientes interesados en estas instalaciones. Felipe Ruiz del Valle, técnico de Marketing de Comunidad Solar, así nos lo comentaba “la nueva funcionalidad de Clevergy nos han servido para aumentar significativamente las oportunidades de venta, pudiendo analizar los datos y KPIs”.

En definitiva, Clevergy convierte los datos y la tecnología en oportunidades reales y medibles, potenciando tu crecimiento comercial y dándote una visión 360º de cada cliente a lo largo de toda su experiencia energética.

Si estás interesado en conocer esta u otras funcionalidades de Clevergy, utiliza nuestro formulario de contacto y solicita una demo.

La entrada Genera oportunidades de venta reales con tus clientes de autoconsumo se publicó primero en Clevergy.

Informes mensuales: información útil para tus clientes

Hemos lanzado una nueva funcionalidad de Informes mensuales. Tus clientes recibirán el día 5 de cada mes un correo electrónico con un resumen claro y sencillo de su consumo energético, para que puedan entender mejor sus hábitos, anticipar su gasto y descubrir recomendaciones personalizadas para optimizar tu consumo. El informe incluye también llamadas a la acción inteligentes según el tipo de instalación del usuario, para que descargue la aplicación o pueda ver la información de su instalación en tiempo real en la app.

Si quieres habilitar esta nueva funcionalidad para tus usuarios, ponte en contacto con nuestro equipo de soporte a cliente.

Consulta la documentación completa sobre esta funcionalidad.

Integración con Shelly

Hemos mejorado la integración con Shelly para poder administrar dispositivos inteligentes para la monitorización y control del consumo de energía.

Una vez configurado el usuario podrá ver desde la app los datos de consumo del dispositivo conectado en tiempo real, así como un interruptor que le pemitirá apagarlo o encenderlo de manera remota.

Consulta la documentación completa sobre esta funcionalidad.

Notificaciones que reciben los usuarios en la app

Queremos recordar algunas funcionalidades que ya tienes disponibles, como las notificaciones que reciben los usuarios a través de la app. Estas son algunas de las notificaciones principales:

• Primer consumo (consumption data ready): para altas nuevas de cliente, que recibe esta notificación cuando se detectan los primeros datos de consumo.
• Umbral de consumo (spending limit): el usuario recibirá esta notificación cuando su consumo rebase el límite en kWh que haya establecido.
• Alerta de excedentes (surplus alert): los usuarios con instalaciones de solar recibirán esta notificación cuando hayan volcado a la red una cantidad significativa de energía.
• Actualización de soporte (support update): avisa al usuario de que tiene una respuesta de soporte a su solicitud.

Consulta la documentación completa sobre notificaciones.

La entrada Informes mensuales de consumo e integración con Shelly se publicó primero en Clevergy.

El Real Decreto-Ley 7/2025 de medidas urgentes para el refuerzo del sistema eléctrico

Tras el apagón producido el pasado 28 de abril en España el Gobierno aprobó el 24 de junio un Real Decreto-Ley con toda una serie de medidas que pretenden resolver cuanto antes las deficiencias detectadas en el sistema y “contribuir al refuerzo del sistema eléctrico español, así como la consecución de ahorros en los costes energéticos para el conjunto de los consumidores, aportando también certidumbre al conjunto de los agentes”.

El Real Decreto-ley 7/2025 plantea medidas urgentes para reforzar el sistema eléctrico español tras la crisis del 28 de abril, estructuradas en torno a ocho grandes bloques:

1. Refuerzo de la supervisión y verificación del sistema y transparencia de datos
2. Centralización y mejora del acceso a los datos de consumo de los usuarios
3. Fortalecimiento del control de tensión y resiliencia de la red de transporte
4. Impulso y simplificación del almacenamiento energético, especialmente hibridado con renovables
5. Flexibilización y fomento de la agregación independiente y el autoconsumo
6. Revisión y agilización de la planificación y tramitación de redes e infraestructuras
7. Reactivación de incentivos a la electrificación industrial, la movilidad y la climatización
8. Aceleración de la integración y repotenciación de renovables

El decreto-ley refuerza el papel de supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), y el de gestión del sistema eléctrico de Red Eléctrica de España (REE).

De entre todas las medidas concretas habría que destacar el reconocimiento de “los datos de medidas de energía de los consumidores es uno de los elementos clave de la transición energética” y la asignación a Red Eléctrica de la misión de crear un sistema que permita servir de punto de acceso único para la visibilidad y disponibilidad de los datos energéticos. No queda claro si se va a crear un nuevo sistema y cuándo se llevará a cabo: en la actualidad estos datos están disponibles o bien en Datadis o bien en las distribuidoras.

Otro punto positivo y muy aplaudido en el sector, desde asociaciones como ENTRA es el refuerzo de la figura del agregador independiente como actor clave para la flexibilidad. Se pretende que el agregador independiente tenga una participación activa en los mercados eléctricos para desarrollar la respuesta de la demanda y empoderar al consumidor. Igualmente aparecen gestores de autoconsumo, una nueva figura regulada que son las personas físicas o jurídicas que representan los intereses de los consumidores asociados a un autoconsumo, mediante la autorización por parte de estos, realizando en su nombre las gestiones necesarias para su buen funcionamiento.

Las comunidades energéticas se verán también favorecidas por el aumento de la distancia máxima entre generación y consumo a 5 km: «incorporamos una medida fundamental para favorecer también la competitividad de nuestra industria, pero también de los consumidores, una medida que llamamos cinco por cinco y es ampliar el radio de autoconsumo a 5 kilómetros para proyectos de un máximo de cinco megavatios” comentó Sara Aagesen, Ministra para la Transición Ecológica en la presentación del decreto-ley.

Hay también medidas concretas para agilizar los trámites y fomentar las instalaciones de almacenamiento, medidas para el fomento de la instalación de aerotermia y geotermia, impulso y repotenciación de renovables, y muchas otras relativas al control y estabilidad de la generación.

El mercado eléctrico español tras el apagón

Como hemos visto el decreto-ley presentado esta semana pretende cambiar muchas cosas para mejorar el sistema, pero hay otros temas que resolver. Para prevenir nuevos apagones el mix energético ha cambiado, y se han aumentado las tecnologías que generan estabilidad como el gas, la energía nuclear y la hidráulica, con un margen muy superior al habitual y desperdiciando energías renovables. Como consecuencia el coste de la electricidad ha aumentado por culpa de las restricciones técnicas y servicios de ajuste, afectando sobre todo a las comercializadoras independientes. Según ACIE (Asociación de Comercializadores Independientes de Energía), el coste de restricciones técnicas aumentó de 11 euros por megavatio en abril a 24 euros en mayo. Los servicios de ajuste del pasado mes de mayo fueron los más caros de la historia, y la diferencia es notable, como se puede ver en este gráfico publicado por Energías Renovables.

Como consecuencia la factura de los 8,3 millones hogares que tienen contratada la tarifa regulada de luz (PVPC), habría subido un 15% en la liquidación del mes de mayo. En el mercado libre, algunas comercializadoras como Gana Energía añadieron un sobre coste de un 6% a sus clientes a cuenta del incremento de los costes del sistema.

Finalmente esta semana la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha decidido prohibir a las comercializadoras eléctricas introducir una tasa para compensar los costes derivados de las “medidas antiapagón”.

Esta prohibición ha sido duramente contestada por las comercializadoras independientes, cuyos márgenes son más bajos, y que se enfrentan por tanto a una dificil situación. ACENEL ( La Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica) ha manifestado su profundo malestar por el hecho de que sean las comercializadoras o los consumidores los que tengan que asumir las consecuencias económicas del apagón, y proponen que el sobre coste se añada en la factura en las tarifas de acceso como sucede con los peajes, cargos o pagos por capacidad.

Hablamos de unos 2.000 millones de euros y es que aunque la CNMC aprobó también el pasado 12 de junio la nueva norma para control de tensiones y un nuevo protocolo para posibles apagones, todo parece apuntar a que el nuevo protocolo no estará listo hasta el primer trimestre de 2026, y que hasta esta fecha los servicios de ajuste seguirán altos. Mientras tanto se sigue desperdiciando mucha energía renovable. El pasado mes de mayo se desperdiciaron uno de cada cinco megavatios que genera la energía fotovoltaica.

Energéticamente, hablamos de energía

El mes pasado lanzamos Energéticamente, un podcast en el que hablamos de Energía y ya hemos lanzado tres capítulos:

1. Jorge González (Contigo Energía)
2. Jaime Arbona y Gonzalo Lahera (Selectra)
3. Jose Antonio González (Repsol)

Puedes ver o escuchar Energéticamente desde YouTube, Spotify, Apple Podcast o iVoox

Otras noticias del sector

• Cada dos días se crea en España una nueva comunidad energética.
• España tiene ya 46.684 puntos de recarga para vehículo eléctrico
• Países Bajos ha tenido una idea para evitar apagones como el de España: estabilizar la red con coches eléctricos

La entrada BeClever, junio 2025 se publicó primero en Clevergy.

Gestión de baterías

El mes pasado ya te contamos que habíamos incorporado la gestión básica de baterías en las apps de usuarios (cargar, descargar, parar), que ahora hemos mejorado para permitir automatización y gestión optimizada de estos dispositivos. Todas estas nuevas funcionalidades están disponibles para instalaciones que utilicen inversores Huawei, integrados con Huawei OAuth.

Esta nueva funcionalidad te permite el control remoto de las baterías de tus clientes con el objetivo de optimizar la energía de estos dispositivos de almacenamiento en función del estado de carga y de la tarifa contratada para aumentar el ahorro.

Ahora vas a poder:

• Monitorizar el estado de carga (SOC) en tiempo real y en un periodo determinado.
• Establecer estrategias de carga inteligente y ahorro de costes para tus clientes mediante el control dinámico de la batería.
• Integración con paneles de control orientados al usuario y automatización
• Revisión centralizada de instalaciones y programaciones.

La gestión de las baterías no solo optimiza su desempeño y rentabilidad de manera individual, sino que también representa el paso fundamental para posibilitar la flexibilidad de la demanda mediante la administración conjunta de estos dispositivos.

Recomendaciones de productos

Conocer los consumos de tus clientes te permite ofrecerles nuevos productos o servicios para que puedan ahorrar aún más. Ya teníamos recomendaciones para paneles solares, baterías y aerotermia, pero ahora hemos añadido la posibilidad de añadir otros productos de cocina, limpieza y climatización, para ofrecer a tus clientes productos con una mayor eficiencia energética. Así por ejemplo podrías ofrecer a tu clientes frigoríficos o lavadoras con una mejor eficiencia energética a usuarios que tengan un consumo elevado por culpa de estos electrodomésticos.

También hemos añadido una opción para poder recomendar cargadores para vehículos eléctricos.

Energéticamente, nuestro podcast

A mediados del mes pasado lanzamos Energéticamente, un podcast en el que hablamos de energía con expertos, innovadores y líderes del sector, compartiendo su experiencia y su visión, desde diferentes ángulos. Hemos lanzado ya los tres primeros capítulos:

1. Jorge González (Contigo Energía)
2. Jaime Arbona y Gonzalo Lahera (Selectra)
3. Jose Antonio González (Repsol)

Puedes ver o escuchar Energéticamente desde YouTube, Spotify, Apple Podcast o iVoox

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