Los precios de los futuros de gas TTF y petróleo Brent continúan su escalada en un contexto de elevada tensión geopolítica en Oriente Próximo. El futuro Front‑Month del TTF cerró el 8 de septiembre en 75,84 €/MWh y durante la sesión del 9 de septiembre alcanzó los 79,00 €/MWh, su nivel más alto desde principios de 2023. Por su parte, el futuro Front‑Month del Brent cerró el martes en 97,92 $/bbl y durante la jornada siguiente volvió a superar la barrera de los 100 $/bbl por primera vez desde el 24 de julio

El gas TTF marca nuevos máximos
La presión alcista sobre el mercado europeo del gas se intensificó durante los últimos días. Según los datos de cierre analizados por AleaSoft Energy Forecasting, el futuro Front‑Month del TTF pasó de 73,31 €/MWh el 7 de septiembre a 75,84 €/MWh el día 8, un aumento del 3,5 %. Respecto al cierre del 31 de agosto, de 69,81 €/MWh, la subida supera ya el 8 %.

La tendencia se aceleró durante la sesión del 9 de septiembre. El contrato llegó a negociarse a 79,00 €/MWh, aproximadamente un 4 % por encima del cierre anterior y en niveles que no se observaban desde principios de 2023.

Las tensiones geopolíticas en Oriente Próximo, las restricciones en los flujos internacionales de GNL y la competencia entre Europa y Asia por el suministro continúan incorporando una importante prima de riesgo a los precios. Europa afronta además la proximidad de la temporada de calefacción con unas reservas de gas inferiores a las habituales para estas fechas, lo que aumenta la sensibilidad del mercado ante cualquier nueva interrupción del suministro.

El Brent supera de nuevo los 100 $/bbl
La subida también se está produciendo en el mercado del petróleo. El futuro Front‑Month del Brent cerró el 8 de septiembre en 97,92 $/bbl, frente a los 97,00 $/bbl del día anterior. Durante la sesión del 9 de septiembre superó los 100 $/bbl y alcanzó los 101,49 $/bbl, alrededor de un 3,6 % por encima del cierre anterior. Es la primera vez desde el 24 de julio que el Brent supera este nivel.

La escalada del conflicto en Oriente Próximo vuelve a situar en el centro de atención los riesgos para las rutas de suministro. Las dificultades para el tránsito por el estrecho de Ormuz y el aumento de las tensiones en el mar Rojo están elevando la percepción de riesgo sobre los flujos internacionales de petróleo y gas.

Los futuros mantienen el riesgo de un invierno con precios elevados
La evolución de los últimos días refuerza el escenario de precios de la energía elevados de cara al próximo invierno. Los futuros incorporan actualmente una prima de riesgo significativa relacionada con la geopolítica, los niveles de almacenamiento y la disponibilidad de GNL.

Sin embargo, los precios actuales de los futuros no deben interpretarse como una previsión de que estos niveles se mantendrán necesariamente durante todo el invierno. Una reducción de las tensiones geopolíticas, una recuperación de los flujos de GNL o unas temperaturas suaves podrían reducir rápidamente parte de la prima de riesgo. En sentido contrario, nuevas interrupciones de suministro o un invierno frío mantendrían la presión sobre el gas y, por extensión, sobre los precios de la electricidad en Europa.

Este contexto vuelve a poner de manifiesto la importancia de combinar la información que proporciona la curva de futuros con previsiones de mercado y análisis de escenarios. Para grandes consumidores, comercializadoras y empresas electrointensivas, intentar esperar al momento de precio mínimo supone asumir un riesgo de mercado. Una estrategia de cobertura debe definir con antelación qué porcentaje del consumo cubrir, con qué horizonte y qué nivel de riesgo puede asumir la compañía.

El papel de los PPA en un entorno de elevada volatilidad
El aumento de los precios de los futuros tiene también implicaciones para los PPA. Para los proyectos renovables, unas expectativas de precios más elevadas pueden mejorar las referencias utilizadas durante las negociaciones, aumentar los ingresos previstos y favorecer la bancabilidad y la financiación de proyectos renovables.

Para los consumidores, los PPA son además una herramienta para reducir la exposición a episodios de elevada volatilidad en los mercados de energía y aportar visibilidad sobre una parte de los costes de electricidad a largo plazo. No obstante, las decisiones sobre un contrato que puede extenderse durante diez o quince años no deberían basarse únicamente en la situación excepcional de los futuros en un momento determinado.

Previsiones de largo plazo para sostener la bancabilidad: el papel de AleaGreen
El repunte del gas TTF y del Brent confirma que la geopolítica seguirá siendo un factor determinante de los precios de la energía durante los próximos meses. Sin embargo, ni los grandes consumidores ni los promotores renovables deberían tomar decisiones de cobertura o de financiación basándose únicamente en la fotografía de un momento concreto de los mercados.

Los niveles actuales refuerzan la importancia de utilizar previsiones de largo plazo y distintos escenarios para valorar correctamente un PPA. La prima de riesgo geopolítica puede disminuir, mientras que otros factores estructurales, como el crecimiento de la generación renovable, el almacenamiento de energía, las interconexiones y la evolución de la demanda eléctrica, determinarán los precios durante la vida del contrato.

AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de energía a largo plazo, elabora curvas de precios de los mercados eléctricos y del gas con horizontes de hasta 40 años, junto con análisis de sensibilidad que incorporan distintas hipótesis sobre geopolítica, disponibilidad de GNL y crecimiento renovable. Esta información permite a desarrolladores, inversores, bancos y fondos sustentar la bancabilidad de los proyectos sin depender de la situación puntual de los futuros a corto plazo.