El sistema energético mundial puede disponer de suficiente energía en 2027 y, al mismo tiempo, sufrir episodios de precios elevados. Con inventarios más bajos, reservas estratégicas utilizadas durante la crisis y un escenario geopolítico incierto, el margen para reaccionar ante un nuevo imprevisto se ha reducido. Por ello, la volatilidad, más que el precio medio, será probablemente la clave para entender el próximo año
Menos margen para absorber un nuevo imprevisto
La situación actual de los mercados internacionales de petróleo y gas natural no solo está marcada por las tensiones que ya afectan a la oferta, sino también por una menor capacidad para responder ante nuevos imprevistos. No importa únicamente cuánto petróleo o gas natural puede producir el mundo, sino cuánto margen existe para reaccionar ante una nueva interrupción. Inventarios más bajos, reservas estratégicas utilizadas en los últimos meses, problemas en determinadas infraestructuras, mayores costes logísticos y un escenario geopolítico todavía muy incierto han reducido la capacidad que tradicionalmente permitía absorber una interrupción temporal de suministro.
El estrecho de Ormuz es el ejemplo más evidente. Su importancia para los flujos mundiales de petróleo y gas natural licuado convierte cualquier tensión prolongada en un problema global. Sin embargo, no es necesario que el estrecho permanezca completamente cerrado para que tenga consecuencias económicas. Un tránsito más difícil implica mayores costes de transporte, seguros más caros, desvíos de cargamentos y una utilización menos eficiente de la infraestructura energética. La energía puede seguir llegando. La cuestión es a qué precio.
El escenario bajista también existe
Conviene no caer en un análisis exclusivamente alcista. El último Short-Term Energy Outlook de la Energy Information Administration (EIA) de Estados Unidos, publicado el 6 de octubre, sitúa el precio medio del Brent en torno a 84 dólares por barril en 2027, frente a los 96 dólares previstos para 2026. La misma previsión espera que la producción estadounidense de petróleo alcance aproximadamente 14,3 millones de barriles diarios en 2027, frente a 13,9 millones en 2026. También existe capacidad para que aumente la producción en otros países y para que se recuperen progresivamente parte de las exportaciones afectadas por los conflictos actuales. Un escenario de relajación del mercado petrolero durante 2027 es, por tanto, perfectamente posible.
Pero la cuestión relevante no es únicamente cuál será el precio medio anual, sino qué ocurre alrededor de esa media. Un mercado con menos inventarios disponibles y menos capacidad de reacción puede experimentar movimientos de precios mucho más bruscos cuando aparece una nueva interrupción. Ese cambio en el perfil de riesgo es probablemente más importante que intentar anticipar si el Brent promediará 80, 90 o 100 dólares por barril.
Las reservas determinan la capacidad de respuesta del sistema
Durante una crisis, los inventarios permiten separar temporalmente consumo y producción. Si aparece un problema de suministro, las economías pueden continuar consumiendo mientras utilizan el petróleo almacenado. Pero esa capacidad se va agotando. Las reservas estratégicas y comerciales se han utilizado intensamente para contener los problemas de suministro de los últimos meses, y 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 decisiones permiten contener el problema actual, pero también reducen la capacidad para responder al siguiente. La reconstrucción de los inventarios será, además, otra fuente de demanda futura. Esto significa que el mercado podría mantenerse tensionado incluso con un crecimiento económico mundial moderado, porque al consumo habitual se sumará la necesidad de volver a llenar los depósitos.
China puede volver a cambiar el equilibrio
China continúa siendo una de las mayores incógnitas para 2027. Una recuperación más sólida de su economía incrementaría su demanda de petróleo, gas y otras materias primas. Existe además una segunda dimensión, la seguridad energética. En un entorno geopolítico más incierto, China tiene incentivos para mantener inventarios elevados y diversificar sus fuentes de suministro. Una recuperación china podría tener por ello un doble impacto, con más consumo y más almacenamiento. Este efecto sería especialmente relevante si coincidiera con la necesidad de Estados Unidos, Europa y otros países de reconstruir sus propias reservas, y podría dar lugar a una competencia por el suministro superior a la que sugerirían únicamente las cifras de crecimiento económico.
Para Europa, el verdadero riesgo está en el gas
Desde la perspectiva europea, el elemento más importante para 2027 probablemente no sea directamente el petróleo, sino el gas. Durante los últimos años, Europa ha reducido drásticamente su dependencia del gas ruso y ha sustituido gran parte de esos volúmenes por GNL. El sistema energético europeo es ahora más diversificado, pero también está más conectado con el mercado mundial de GNL y compite directamente con Asia por los cargamentos disponibles. En septiembre, Europa recibió el 54 % de las exportaciones estadounidenses de GNL, según datos preliminares de LSEG (London Stock Exchange Group), una muestra de la importancia que ha adquirido Estados Unidos para la seguridad energética europea.
El invierno 2026‑2027 será por ello determinante. Un invierno suave permitiría llegar a la primavera con niveles de almacenamiento relativamente cómodos. Un invierno frío tendría el efecto contrario, y Europa tendría que realizar una fuerte campaña de compras durante la primavera y el verano para reconstruir sus reservas de gas antes del invierno siguiente. Si en ese momento también aumenta la demanda asiática, el precio del gas podría volver a experimentar fuertes tensiones.
Del gas al precio de la electricidad
La transmisión de los precios del gas hacia los mercados eléctricos europeos es directa. Ormuz y los mercados internacionales de GNL afectan al precio del gas, el gas afecta al coste de los ciclos combinados y los ciclos combinados continúan marcando el precio marginal de la electricidad durante muchas horas. Sin embargo, la consecuencia no tiene por qué ser un aumento uniforme del precio de la electricidad.
La creciente penetración de la energía fotovoltaica y la energía eólica está transformando el perfil de los precios horarios. En España habrá cada vez más horas con mucha producción renovable y precios bajos, especialmente durante las horas solares. Pero seguirá habiendo otras horas en las que las tecnologías gestionables, entre ellas los ciclos combinados, sean necesarias para cubrir la demanda, y si los precios del gas son elevados, esas horas pueden registrar precios considerablemente superiores. Pueden coexistir así dos fenómenos aparentemente contradictorios, más horas de electricidad con precios muy bajos y un mercado eléctrico con una elevada volatilidad de precios.
El spread será cada vez más importante
Esta evolución tiene consecuencias importantes para productores, consumidores e inversores. Para una planta fotovoltaica ya no basta con conocer la evolución del precio medio del mercado, importa especialmente su precio capturado. Para un gran consumidor no es suficiente prever el coste medio anual de la electricidad, importa cuándo consume y cuál es el precio durante esas horas. Y para una batería, el elemento fundamental es precisamente la diferencia entre el valor de la electricidad en distintos momentos. Cuanto mayor sea la penetración renovable, mayor será la necesidad de trasladar energía desde las horas con abundancia hacia las horas con escasez.
Aun así, es necesario evitar simplificaciones. Una batería no se valora con un spread, se valora simulando cómo operará durante toda su vida útil. Los ingresos futuros dependerán de la evolución de los precios horarios, la demanda, la generación renovable, los servicios de ajuste, los vertidos, las restricciones de red, la degradación de la batería y la competencia creciente entre sistemas de almacenamiento. Por ello, la previsión de ingresos debe convertirse progresivamente en una previsión de riesgo.
Renovables y almacenamiento como protección frente a la volatilidad
Las crisis de combustibles fósiles suelen interpretarse inicialmente como un problema para la transición energética. A medio y largo plazo ocurre precisamente lo contrario. Cuanto mayor es la incertidumbre sobre el coste y la disponibilidad del petróleo y el gas importados, mayor es el valor estratégico de disponer de recursos energéticos propios. Europa importa gran parte de los combustibles fósiles que consume, mientras que el sol y el viento son recursos locales.
Las renovables variables producen cuando existe el recurso y no necesariamente cuando existe la demanda. El almacenamiento de energía permite empezar a cambiar esa relación. La fotovoltaica y la eólica producen energía sin necesidad de combustible, y las baterías permiten desplazar una parte de esa producción en el tiempo. La combinación de energías renovables, almacenamiento, redes eléctricas, interconexiones, gestión de la demanda y generación flexible permitirá reducir progresivamente la exposición europea a los mercados internacionales de combustibles.
2027: menos certezas y más necesidad de escenarios
Resulta muy difícil anticipar hoy cuál será el precio medio del petróleo, el gas o la electricidad durante todo 2027. Existen fuerzas relevantes en ambas direcciones. Por el lado bajista están el aumento potencial de la producción mundial, la recuperación de las infraestructuras afectadas, el crecimiento de las renovables y una eventual normalización geopolítica. Por el lado alcista están los bajos inventarios, la necesidad de reconstruir las reservas, las incertidumbres en Oriente Medio, una posible recuperación de la demanda asiática y la creciente competencia mundial por el GNL. Por eso, el concepto más importante para 2027 probablemente no sea el precio, sino la volatilidad.
En este contexto, trabajar exclusivamente con un escenario central resulta cada vez menos útil. Productores, grandes consumidores, desarrolladores, fondos y entidades financieras necesitan conocer el escenario esperado y, además, qué puede ocurrir si cambian los precios del gas, la demanda, la producción renovable o las condiciones geopolíticas. Durante muchos años, el objetivo principal de la transición energética fue producir electricidad renovable con precios cada vez más bajos. Ahora el reto es también disponer de esa electricidad cuando se necesita, y el valor estará cada vez más en poder almacenarla, gestionarla y entregarla en el momento adecuado.
Previsiones y escenarios para decidir en un mercado volátil
Ante este escenario, las decisiones de compra, venta, cobertura e inversión requieren previsiones coherentes en todos los horizontes temporales y un análisis de riesgos basado en escenarios. AleaSoft Energy Forecasting, a través de AleaBlue, proporciona previsiones de precios de mercados eléctricos y de combustibles a corto y medio plazo para la gestión de riesgos y oportunidades. AleaGreen ofrece previsiones de largo plazo con bandas de confianza para la valoración de activos, los PPA y la financiación de proyectos de energías renovables. Por su parte, AleaStorage analiza los ingresos y los riesgos de los proyectos de almacenamiento con baterías durante toda su vida útil.
