AleaSoft Energy Forecasting advierte de un mercado con menor capacidad de respuesta ante nuevas interrupciones, mientras el avance de las renovables y el almacenamiento acentúa las diferencias entre las horas de abundancia y escasez.
La volatilidad será uno de los principales factores que condicionarán los mercados energéticos europeos en 2027. Según el análisis de AleaSoft Energy Forecasting, el sistema podría disponer de energía suficiente a escala mundial y, al mismo tiempo, registrar episodios de precios elevados debido a unos inventarios más reducidos, el uso de reservas estratégicas durante los últimos meses y un escenario geopolítico todavía incierto.
El riesgo no reside únicamente en la cantidad de petróleo o gas disponible, sino también en la capacidad del sistema para reaccionar ante una nueva interrupción del suministro. Los menores niveles de inventarios, el consumo de reservas estratégicas, los problemas en determinadas infraestructuras, el incremento de los costes logísticos y las tensiones geopolíticas han reducido ese margen de respuesta.
El estrecho de Ormuz constituye uno de los principales puntos de vulnerabilidad por su relevancia para los flujos internacionales de petróleo y gas natural licuado (GNL). No sería necesario un cierre completo de la vía marítima para generar efectos económicos: un tránsito más complicado puede traducirse en mayores costes de transporte y seguros, desvíos de cargamentos y un uso menos eficiente de las infraestructuras energéticas. La cuestión, apunta el análisis, no sería necesariamente que la energía dejase de llegar, sino el precio al que lo haría.
También existe un escenario de precios más bajos
AleaSoft señala que las perspectivas para 2027 no deben analizarse exclusivamente desde una óptica alcista. El Short-Term Energy Outlook de la Energy Information Administration (EIA), publicado el 6 de octubre, contempla un precio medio del Brent de unos 84 dólares por barril en 2027, frente a los 96 dólares previstos para 2026. La EIA también estima que la producción estadounidense de petróleo llegará aproximadamente a 14,3 millones de barriles diarios el próximo año, frente a los 13,9 millones de 2026.
A esta mayor producción estadounidense se suma la posibilidad de que otros países incrementen su oferta y de que se recuperen progresivamente parte de las exportaciones afectadas por los conflictos actuales. En consecuencia, tampoco se descarta un escenario de relajación del mercado petrolero durante 2027
Sin embargo, para AleaSoft resulta más relevante analizar qué ocurre alrededor del precio medio anual. Un mercado con menos inventarios y menor capacidad de reacción puede registrar movimientos mucho más acusados ante una nueva interrupción. El cambio en el perfil de riesgo podría tener mayor importancia que determinar si el Brent acaba situándose de media en 80, 90 o 100 dólares por barril.
Las reservas condicionan la respuesta ante nuevas crisis
Los inventarios permiten mantener temporalmente el consumo cuando una perturbación reduce el suministro. Sin embargo, esa capacidad disminuye a medida que se utilizan las reservas. En los últimos meses, las reservas estratégicas y comerciales se han empleado de forma intensa para contener los problemas de suministro. Además, el 2 de octubre, los líderes del G7 acordaron una nueva liberación de hasta 100 millones de barriles de petróleo y diésel, coordinada a través de la Agencia Internacional de la Energía durante cuatro meses.
Estas medidas contribuyen a afrontar las tensiones actuales, pero reducen parte del margen disponible para responder a futuras perturbaciones. La posterior reconstrucción de los inventarios también generará demanda, por lo que el mercado podría continuar tensionado incluso con un crecimiento económico mundial moderado: al consumo habitual se añadiría la necesidad de volver a llenar los depósitos.
China puede añadir presión sobre el suministro
La evolución de China será otra de las variables determinantes para 2027. Una recuperación económica más intensa elevaría su demanda de petróleo, gas y otras materias primas. A ello se añade el componente de seguridad energética, ya que un entorno geopolítico más incierto puede incentivar al país a mantener inventarios elevados y diversificar sus fuentes de suministro.
De producirse una recuperación china al mismo tiempo que Estados Unidos, Europa y otros mercados necesitan recomponer sus reservas, podría aumentar la competencia por los suministros disponibles por encima de lo que sugerirían únicamente las previsiones de crecimiento económico.
Europa afronta el riesgo principalmente a través del gas
Para el mercado europeo, el gas aparece como el principal foco de riesgo energético de cara a 2027. Europa ha reducido de forma significativa su dependencia del gas ruso y ha sustituido buena parte de esos volúmenes por GNL. Esto ha diversificado el sistema, pero también ha incrementado su exposición al mercado mundial de GNL y a la competencia con Asia por los cargamentos disponibles.
La relevancia de Estados Unidos en este suministro ha aumentado. Según datos preliminares de LSEG (London Stock Exchange Group), Europa recibió en septiembre el 54% de las exportaciones estadounidenses de GNL, lo que refleja el peso adquirido por este origen para la seguridad energética europea.
El comportamiento del invierno 2026-2027 será especialmente importante. Un invierno suave permitiría alcanzar la primavera con unos niveles de almacenamiento relativamente cómodos. En cambio, unas condiciones frías obligarían a Europa a intensificar las compras durante primavera y verano para reconstruir sus reservas antes del siguiente invierno. Si la demanda asiática también aumentase durante ese periodo, el mercado del gas podría volver a registrar fuertes tensiones.
El gas seguirá trasladando tensión al mercado eléctrico
La evolución del gas tiene una incidencia directa sobre los precios eléctricos europeos. El encarecimiento del GNL y las tensiones asociadas al mercado internacional repercuten sobre el coste del gas, que a su vez afecta al coste de operación de los ciclos combinados. Estas centrales continúan determinando el precio marginal de la electricidad durante numerosas horas.
No obstante, AleaSoft no prevé necesariamente una subida uniforme de los precios eléctricos. El aumento de la penetración fotovoltaica y eólica está modificando el perfil horario del mercado. En España habrá cada vez más horas de elevada producción renovable y precios bajos, especialmente durante las horas solares. Al mismo tiempo, seguirán existiendo periodos en los que las tecnologías gestionables, incluidos los ciclos combinados, sean necesarias para cubrir la demanda. Si el gas mantiene precios elevados, esas horas podrían presentar precios considerablemente superiores.
El resultado puede ser la coexistencia de más horas con precios eléctricos muy bajos y, simultáneamente, un mercado caracterizado por una elevada volatilidad.
El diferencial horario gana peso para renovables y almacenamiento
Este nuevo perfil de precios modifica las variables que deben considerar productores, consumidores e inversores. En el caso de una planta fotovoltaica, ya no resulta suficiente observar la evolución del precio medio del mercado: adquiere especial importancia el precio que realmente captura la instalación. Para un gran consumidor, también será determinante cuándo se produce el consumo y qué precio existe en esas horas.
Para las baterías, la diferencia de valor entre distintos momentos del mercado constituye un elemento central. A medida que aumenta la penetración renovable, crece la necesidad de desplazar electricidad desde los periodos de abundancia hacia aquellos en los que existe escasez.
AleaSoft advierte, no obstante, de que una batería no puede valorarse únicamente a partir de un diferencial de precios. El análisis debe considerar su operación durante toda la vida útil, teniendo en cuenta factores como la evolución de los precios horarios, la demanda, la generación renovable, los servicios de ajuste, los vertidos, las restricciones de red, la degradación y la creciente competencia entre sistemas de almacenamiento. Por ello, la previsión de ingresos debe evolucionar hacia una previsión de riesgo.
Renovables y almacenamiento reducen la exposición a los combustibles fósiles
Las crisis de los combustibles fósiles pueden generar inicialmente dificultades para la transición energética, pero el análisis de AleaSoft apunta a un efecto diferente en el medio y largo plazo. Cuanto mayor sea la incertidumbre sobre el coste y la disponibilidad del petróleo y el gas importados, mayor será el valor estratégico de los recursos energéticos propios. Europa importa una parte importante de los combustibles fósiles que consume, mientras que el sol y el viento constituyen recursos locales
El principal reto de las renovables variables es que producen en función de la disponibilidad del recurso y no necesariamente cuando existe demanda. El almacenamiento permite modificar parcialmente esa relación. Fotovoltaica y eólica generan electricidad sin necesidad de combustible, mientras que las baterías pueden desplazar una parte de esa producción en el tiempo.
En este contexto, la combinación de renovables, almacenamiento, redes eléctricas, interconexiones, gestión de la demanda y generación flexible puede contribuir a reducir progresivamente la exposición europea a los mercados internacionales de combustibles.
2027 estará marcado por la incertidumbre
AleaSoft considera difícil determinar actualmente cuál será el precio medio del petróleo, el gas o la electricidad durante todo 2027. Entre los factores que podrían presionar los precios a la baja figuran un posible aumento de la producción mundial, la recuperación de infraestructuras afectadas, el crecimiento de las renovables y una eventual normalización geopolítica. En sentido contrario, los bajos inventarios, la necesidad de reconstruir reservas, las incertidumbres en Oriente Medio, una posible recuperación de la demanda asiática y una mayor competencia internacional por el GNL podrían ejercer presión al alza
Por ello, el concepto central para el próximo año no sería tanto el precio como la volatilidad. En este escenario, trabajar únicamente con un escenario central resulta cada vez menos útil para productores, grandes consumidores, desarrolladores, fondos y entidades financieras, que necesitan conocer tanto el escenario esperado como las consecuencias de posibles cambios en los precios del gas, la demanda, la generación renovable o las condiciones geopolíticas.
El reto de la transición energética también está cambiando. Si durante años el objetivo principal fue incrementar la producción renovable y reducir progresivamente sus costes, ahora adquiere mayor relevancia disponer de esa electricidad cuando sea necesaria. El valor estará cada vez más ligado a la capacidad de almacenar, gestionar y entregar la energía en el momento adecuado.
Previsiones y escenarios para la toma de decisiones
En este contexto, AleaSoft considera que las decisiones relacionadas con compra, venta, cobertura e inversión requieren previsiones coherentes para distintos horizontes temporales y análisis de riesgos basados en escenarios.
La compañía señala que AleaBlue ofrece previsiones de precios de mercados eléctricos y combustibles a corto y medio plazo para la gestión de riesgos y oportunidades. AleaGreen proporciona previsiones de largo plazo con bandas de confianza destinadas a la valoración de activos, los PPA y la financiación de proyectos de energías renovables. Por su parte, AleaStorage analiza los ingresos y riesgos de proyectos de almacenamiento con baterías durante toda su vida útil.
