{"id":171502,"date":"2026-09-09T17:49:03","date_gmt":"2026-09-09T15:49:03","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171502"},"modified":"2026-09-09T17:49:08","modified_gmt":"2026-09-09T15:49:08","slug":"gas-ttf-brent-100","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/gas-ttf-brent-100\/","title":{"rendered":"El gas TTF alcanza m\u00e1ximos desde 2023 y el Brent vuelve a superar los 100 $\/bbl"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 9 de septiembre de 2026. Los precios de los futuros de gas TTF y petr\u00f3leo Brent contin\u00faan su escalada en un contexto de elevada tensi\u00f3n geopol\u00edtica en Oriente Pr\u00f3ximo. El futuro Front\u2011Month del gas TTF cerr\u00f3 el 8 de septiembre en 75,84 \u20ac\/MWh y durante la sesi\u00f3n del 9 de septiembre alcanz\u00f3 los 79,00 \u20ac\/MWh, su nivel m\u00e1s alto desde principios de 2023. Por su parte, el futuro Front\u2011Month del Brent cerr\u00f3 el martes en 97,92 $\/bbl y durante la jornada siguiente volvi\u00f3 a superar la barrera de los 100 $\/bbl por primera vez desde el 24 de julio.<\/strong><\/p>\n

El gas TTF marca nuevos m\u00e1ximos<\/h2>\n

La presi\u00f3n alcista sobre el mercado europeo del gas<\/strong> se intensific\u00f3 durante los \u00faltimos d\u00edas. Seg\u00fan los datos de cierre analizados por AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, el futuro Front\u2011Month del TTF pas\u00f3 de 73,31 \u20ac\/MWh el 7 de septiembre a 75,84 \u20ac\/MWh el d\u00eda 8, un aumento del 3,5%. Respecto al cierre del 31 de agosto, de 69,81 \u20ac\/MWh, la subida supera ya el 8%.<\/p>\n

La tendencia se aceler\u00f3 durante la sesi\u00f3n del 9 de septiembre. El contrato lleg\u00f3 a negociarse a 79,00 \u20ac\/MWh, aproximadamente un 4% por encima del cierre anterior y en niveles que no se observaban desde principios de 2023.<\/p>\n

Las tensiones geopol\u00edticas en Oriente Pr\u00f3ximo, las restricciones en los flujos internacionales de GNL<\/strong> y la competencia entre Europa y Asia por el suministro contin\u00faan incorporando una importante prima de riesgo<\/strong> a los precios. Europa afronta adem\u00e1s la proximidad de la temporada de calefacci\u00f3n con unas reservas de gas inferiores a las habituales para estas fechas, lo que aumenta la sensibilidad del mercado ante cualquier nueva interrupci\u00f3n del suministro.<\/p>\n

AleaSoft - gas ttf<\/a>Fuente: Futuros de gas TTF para el Front\u2011Month en el Mercado ICE disponibles en Alea Energy DataBase.<\/span><\/div>\n

El Brent supera de nuevo los 100 $\/bbl<\/h2>\n

La subida tambi\u00e9n se est\u00e1 produciendo en el mercado del petr\u00f3leo. El futuro Front\u2011Month del Brent cerr\u00f3 el 8 de septiembre en 97,92 $\/bbl, frente a los 97,00 $\/bbl del d\u00eda anterior. Durante la sesi\u00f3n del 9 de septiembre super\u00f3 los 100 $\/bbl y alcanz\u00f3 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.<\/p>\n

La escalada del conflicto en Oriente Pr\u00f3ximo vuelve a situar en el centro de atenci\u00f3n los riesgos para las rutas de suministro. Las dificultades para el tr\u00e1nsito por el estrecho de Ormuz y el aumento de las tensiones en el mar Rojo est\u00e1n elevando la percepci\u00f3n de riesgo sobre los flujos internacionales de petr\u00f3leo y gas.<\/p>\n

AleaSoft - brent<\/a>Fuente: Futuros de petr\u00f3leo Brent para el Front\u2011Month en el Mercado ICE disponibles en Alea Energy DataBase.<\/span><\/div>\n

Los futuros mantienen el riesgo de un invierno con precios elevados<\/h2>\n

La evoluci\u00f3n de los \u00faltimos d\u00edas refuerza el escenario de precios de la energ\u00eda elevados de cara al pr\u00f3ximo invierno. Los futuros incorporan actualmente una prima de riesgo<\/strong> significativa relacionada con la geopol\u00edtica, los niveles de almacenamiento y la disponibilidad de GNL<\/strong>.<\/p>\n

Sin embargo, los precios actuales de los futuros no deben interpretarse como una previsi\u00f3n de que estos niveles se mantendr\u00e1n necesariamente durante todo el invierno. Una reducci\u00f3n de las tensiones geopol\u00edticas, una recuperaci\u00f3n de los flujos de GNL o unas temperaturas suaves podr\u00edan reducir r\u00e1pidamente parte de la prima de riesgo. En sentido contrario, nuevas interrupciones de suministro o un invierno fr\u00edo mantendr\u00edan la presi\u00f3n sobre el gas y, por extensi\u00f3n, sobre los precios de la electricidad<\/strong> en Europa.<\/p>\n

Este contexto vuelve a poner de manifiesto la importancia de combinar la informaci\u00f3n que proporciona la curva de futuros con previsiones de mercado<\/strong> y an\u00e1lisis de escenarios. Para grandes consumidores, comercializadoras y empresas electrointensivas, intentar esperar al momento de precio m\u00ednimo supone asumir un riesgo de mercado. Una estrategia de cobertura<\/strong> debe definir con antelaci\u00f3n qu\u00e9 porcentaje del consumo cubrir, con qu\u00e9 horizonte y qu\u00e9 nivel de riesgo puede asumir la compa\u00f1\u00eda.<\/p>\n

El papel de los PPA en un entorno de elevada volatilidad<\/h2>\n

El aumento de los precios de los futuros tiene tambi\u00e9n implicaciones para los PPA<\/strong>. Para los proyectos renovables, unas expectativas de precios m\u00e1s elevadas pueden mejorar las referencias utilizadas durante las negociaciones, aumentar los ingresos previstos y favorecer la bancabilidad<\/strong> y la financiaci\u00f3n de proyectos renovables<\/strong>.<\/p>\n

Para los consumidores, los PPA son adem\u00e1s una herramienta para reducir la exposici\u00f3n a episodios de elevada volatilidad en los mercados de energ\u00eda 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 a\u00f1os no deber\u00edan basarse \u00fanicamente en la situaci\u00f3n excepcional de los futuros en un momento determinado.<\/p>\n

Previsiones de largo plazo para sostener la bancabilidad: el papel de AleaGreen<\/h2>\n

El repunte del gas TTF y del Brent confirma que la geopol\u00edtica seguir\u00e1 siendo un factor determinante de los precios de la energ\u00eda durante los pr\u00f3ximos meses. Sin embargo, ni los grandes consumidores ni los promotores renovables deber\u00edan tomar decisiones de cobertura o de financiaci\u00f3n bas\u00e1ndose \u00fanicamente en la fotograf\u00eda de un momento concreto de los mercados.<\/p>\n

Los niveles actuales refuerzan la importancia de utilizar previsiones de largo plazo<\/strong> y distintos escenarios para valorar correctamente un PPA. La prima de riesgo geopol\u00edtica puede disminuir, mientras que otros factores estructurales, como el crecimiento de la generaci\u00f3n renovable, el almacenamiento de energ\u00eda<\/strong>, las interconexiones y la evoluci\u00f3n de la demanda el\u00e9ctrica<\/strong>, determinar\u00e1n los precios durante la vida del contrato.<\/p>\n

AleaGreen<\/strong>, la divisi\u00f3n de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> especializada en previsiones de energ\u00eda a largo plazo<\/a>, elabora curvas de precios de los mercados el\u00e9ctricos y del gas con horizontes de hasta 40 a\u00f1os, junto con an\u00e1lisis de sensibilidad que incorporan distintas hip\u00f3tesis sobre geopol\u00edtica, disponibilidad de GNL y crecimiento renovable. Esta informaci\u00f3n permite a desarrolladores, inversores, bancos y fondos sustentar la bancabilidad<\/strong> de los proyectos sin depender de la situaci\u00f3n puntual de los futuros a corto plazo.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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