Energía: Del shock del mercado a la rejerarquización de los proyectos y el capital
Resumen
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- Hormuz no es sólo un choque de precios: es una prueba de resistencia a la seguridad del suministro. Cuando se materializa el riesgo geopolítico, los responsables de la toma de decisiones piensan en términos de solidez, y esto puede llevar a una reordenación de los proyectos y a una redistribución del capex. Es probable que el riesgo de origen tenga un impacto duradero en las decisiones de inversión.
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- Gas natural licuado: La crisis no está reactivando mecánicamente una oleada de proyectos de GNL totalmente nuevos, sino que está rejerarquizando los proyectos. Los ganadores son los desarrollos ejecutables basados en instalaciones existentes y situados en geografías percibidas como más neutrales o diversificadoras, mientras que los proyectos largos y complejos siguen penalizados por el riesgo de ejecución. Para los inversores, esto significa decisiones de inversión más rápidas en determinados proyectos y, automáticamente, requisitos de financiación más estrictos, sobre todo en los mercados emergentes de África Occidental y América Latina.
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- Petróleo : la combinación de la crisis de Ormuz (prima de seguridad de suministro) y la presión de los accionistas para renovar las reservas puede ayudar a reabrir un ciclo de exploración fuera de Oriente Medio para asegurar una cartera de proyectos más allá de 2030, sobre todo en la cuenca atlántica, que ofrece una economía atractiva y parece ser uno de los sustitutos naturales de Oriente Medio.
Introducción
La magnitud de la crisis actual va más allá de la de un simple episodio geopolítico: combina trastornos logísticos, riesgo militar y tensión energética, hasta el punto de que para muchos observadores recuerda a una superposición de crisis pasadas, desde las crisis del petróleo de los años 70 hasta la crisis del gas de 2022.
Sobre todo, esta crisis no es sólo un choque de flujos o una sucesión de pozos cerrados temporalmente. En algunos lugares, está tomando la forma de un choque de activos: infraestructuras físicas afectadas, capacidad degradada y, por tanto, indisponibilidad potencialmente duradera de ciertos elementos clave del sistema energético. Esta interpretación se vio explícitamente reforzada por la declaración del Presidente de la AIE el 23 de marzo, indicando que al menos 40 activos energéticos de Oriente Medio se habían visto gravemente o muy gravemente afectados, una señal que desplaza inmediatamente el análisis del ámbito de los precios a corto plazo al de las capacidades, su restablecimiento y, por tanto, las decisiones de inversión.
Así que la cuestión va más allá de la volatilidad a corto plazo: si la crisis se materializa también en los activos, puede llevar a reclasificar los proyectos, reevaluar el riesgo y redistribuir el capital de forma diferente.
Con este telón de fondo, una cuestión destaca especialmente para los inversores a largo plazo expuestos a las cadenas energéticas, como IVO Capital: ¿cómo puede esta crisis remodelar la asignación de capex, en particular en el sector energético de los mercados emergentes?
GNL: donde la crisis se vuelve estructural: ya no es un choque de flujos sino de activos
De momento, el GNL (gas natural licuado) parece ser el segmento en el que el impacto es más estructural, porque la crisis no se limita a un choque de flujo: adopta la forma de un choque de activos (capacidad no disponible durante años) unido a un choque logístico. El choque de activos más significativo y mejor cuantificado en este momento es el de Ras Laffan, el corazón del sistema de GNL de Qatar: los daños en los trenes de licuefacción representan unos 12,8 millones de toneladas al año (~17% de las exportaciones de Qatar), con un plazo de reparación de 3 a 5 años y un riesgo de fuerza mayor a largo plazo. Este choque de activos retira capacidad material del mercado durante varios años.
Además de esta dimensión de «activo», el GNL tiene su propia rigidez: a diferencia del petróleo, hay pocas soluciones de desvío. El GNL es difícil de sustituir logísticamente, y la capacidad de almacenamiento sigue siendo mucho más limitada, lo que refuerza la asimetría del choque en caso de interrupción prolongada.
Por tanto, más allá de la conmoción inmediata del mercado, la guerra puede remodelar las decisiones de inversión. Actúa como una prueba de resistencia de la seguridad energética: cuando se materializa el riesgo geopolítico, los compradores e inversores ya no piensan sólo en términos de precio, sino que reevalúan la solidez de las cadenas de suministro y la dependencia de determinadas zonas consideradas más frágiles. En este contexto, es probable que se reevalúe el mapa mundial del GNL debido al riesgo de concentración: en caso de interrupción de Ormuz, los volúmenes de GNL en riesgo incluyen ~106 Bcm/año (Bcm: mil millones de metros cúbicos) sólo para Qatar (es decir, ~16% del mercado mundial), más ~7 Bcm/año para los Emiratos. Esta dependencia es tanto más significativa cuanto que se canaliza a través de un único cuello de botella: en los últimos doce meses (de marzo de 2025 a febrero de 2026), se calcula que Qatar y los EAU han exportado 115,5 Bcm, de los cuales 108,4 Bcm transitaron realmente por el Estrecho de Ormuz. En otras palabras, el origen físico del suministro debería ser clave. Y no se trata sólo de Hormuz, sino que la concentración geopolítica del GNL mundial se está convirtiendo hoy en un verdadero problema. El suministro mundial de GNL está extraordinariamente concentrado en tres zonas geopolíticamente sensibles (Estados Unidos, Qatar y Rusia) (véase más abajo).
Fuente: Pareto Securities
Por tanto, después de Irán, las decisiones de inversión en GNL deberían guiarse cada vez más por la capacidad de recuperación de toda la cuenca. En términos prácticos, esto restablecerá el valor de los proyectos fuera de estos bloques, sobre todo en las geografías percibidas como más neutrales o diversificadoras, y en particular los proyectos africanos o latinoamericanos que actualmente están madurando con recursos considerables, sobre todo en África Occidental y Argentina. En términos más generales, se trata de proyectos que están menos justificados en un mundo estrictamente basado en los precios, pero que vuelven a ser relevantes en un mundo más fragmentado en el que la seguridad del suministro es primordial. Estas cuencas contienen algunas de las mayores reservas de gas del mundo (África Occidental ~240 TCF, sólo Argentina ~300 TCF). Como orden de magnitud, las cuencas africana y latinoamericana representan por sí solas varios miles de millones de toneladas de GNL potencialmente monetizable, más que suficiente para abastecer varias décadas de demanda europea. Estos volúmenes no son nuevos, pero quedaron marginados en un mundo dominado por los megaproyectos estadounidenses y qataríes. La materialización del riesgo geopolítico está actuando ahora como catalizador, elevando el perfil de cuencas ricas en recursos pero históricamente poco invertidas.
Cuidado: Ormuz no va a desencadenar una oleada de complejos proyectos greenfield de la noche a la mañana. Más bien, la crisis actúa como un filtro: favorece las inversiones ejecutables que ya están estructuradas y respaldadas por la infraestructura existente, que pueden completarse en un plazo más corto (2-3 años) que los megaproyectos greenfield (5-7 años), que siguen estando limitados por ciclos largos, plazos industriales y mayores riesgos de ejecución.
En este contexto, los ganadores en nuestras geografías emergentes son sobre todo :
- Ampliaciones / fases adicionalesque maximizan el uso de los activos existentes y reducen el riesgo de ejecución;
- Y de vía rápida (tipo FLNG - unidad flotante de GNL), que permiten monetizar los recursos más rápidamente al limitar algunas de las limitaciones en tierra.
Esta lógica ya está tomando forma en nuestro mundo emergente, sobre todo en la cuenca atlántica. En Angola, el New Gas Consortium (NGC) -operado por Azule Energy (JV 50/50 bp/Eni)- inició la producción de gas en Quiluma en marzo de 2026, según un esquema típicamente «ejecutable»: gas mar adentro en aguas poco profundas, procesamiento en tierra, y luego suministro a la planta de GNL de Angola, existente pero infrautilizada.
En cambio, la Fase 2 de Tortue (bp/Kosmos) en Senegal/Mauritania avanza más lentamente, pero su lógica de diseño es precisamente la que puede «reactivarse» en un contexto de revalorización de la seguridad del suministro: una expansión eficiente en capital que maximiza el uso de la infraestructura de la Fase 1.
Con el mismo espíritu, el operador independiente Trident ilustra una opción «rápida» en torno al gas, con un desarrollo que favorece una solución FLNG en el Congo, un proyecto de inversión que podría sancionarse este mismo año en el contexto actual.
La crisis no está reactivando mecánicamente una oleada de proyectos de GNL totalmente nuevos, sino que está rejerarquizando los proyectos. Los ganadores son los desarrollos ejecutables, basados en instalaciones existentes y situados en geografías percibidas como más neutrales o diversificadoras, mientras que los proyectos largos y complejos siguen penalizados por el riesgo de ejecución. Para los inversores, esto significa decisiones de inversión más rápidas en determinados proyectos y, automáticamente, necesidades de financiación más estrechas, sobre todo en los mercados emergentes de África Occidental y América Latina.
Petróleo: distinguir la redistribución a corto plazo de la reconfiguración a largo plazo
Para el petróleo, el impacto de Hormuz es masivo, pero de naturaleza diferente al observado para el GNL. El choque es principalmente logístico: la capacidad de producción no ha «desaparecido», y aún puede preverse una reanudación de los flujos si se normalizan las condiciones de tránsito y de seguro. A diferencia del GNL, este choque también está parcialmente amortiguado por mecanismos de flexibilidad más importantes: las capacidades de desvío (limitadas pero no nulas), las existencias movilizables y las reservas estratégicas, que pueden actuar como amortiguador a corto plazo (véase más adelante).
Fuente: J.P. Morgan Commodities Research
En este entorno, sigue siendo posible identificar a los beneficiarios, siempre que se distinga entre la redistribución de las inversiones a corto plazo y la que tiene lugar a largo plazo.
A corto plazo, los ganadores son los que tienen capacidad para ajustar rápidamente las inversiones y los volúmenes: el esquisto estadounidense en primer lugar, luego el esquisto internacional -sobre todo Argentina (Vaca Muerta)-, así como ciertas zonas convencionales maduras donde la optimización (relleno, acondicionamientos, tie-backs) puede añadir barriles sin necesidad de grandes infraestructuras (Colombia, Ghana, Angola, Guinea Ecuatorial).
A largo plazo, la revalorización de la seguridad del suministro puede favorecer a los centros que ofrezcan tanto competitividad de costes como resistencia logística. En este contexto, la cuenca atlántica -en particular Brasil, Guyana y, en el lado africano, ciertos márgenes de aguas profundas (por ejemplo, Namibia, Costa de Marfil)- surge como candidata natural: concentra una parte cada vez mayor del crecimiento de las aguas profundas y sigue siendo un polo estructural de expansión en alta mar. Y, como muestra la curva de costes de explotación para 2030, Brasil/Guyana se encuentran entre los segmentos más competitivos fuera de Oriente Medio.
Coste y volumen de producción de petróleo hasta 2030 por zona de producción
Fuente: Rystad Energy
Una nota reciente de J.P. Morgan nos recuerda que, mientras que la trayectoria de suministro a medio plazo (de aquí a 2028-2029) se basa en proyectos ya identificados en esta cuenca atlántica, la visibilidad más allá de 2030 se está volviendo más condicional, ya que depende más de nuevos descubrimientos, lo que podría volver a situar la exploración en el centro de las cuestiones de esta cuenca.
Esta dinámica se ve reforzada por un factor que ha vuelto a ser central en la gobernanza de las grandes petroleras: la presión de los accionistas para que se aclaren los planes de crecimiento y la trayectoria de renovación de las reservas. El Financial Times ha señalado que, tras años dominados por la disciplina financiera y la rentabilidad para los accionistas, las grandes petroleras se ven cada vez más cuestionadas sobre la longevidad de sus reservas y la solidez de su cartera de proyectos. Este punto de vista también se pone de manifiesto en nuestras conversaciones con empresas del sector.
En la práctica, la combinación de la conmoción de Ormuz (prima de seguridad del suministro) y la presión de los accionistas para renovar las reservas puede contribuir a reabrir un ciclo de exploración fuera de Oriente Medio para asegurar una cartera de proyectos más allá de 2030, sobre todo en la cuenca atlántica, que ofrece una economía atractiva y parece ser uno de los sustitutos naturales de Oriente Medio.
¿Y qué pasa con las energías renovables?
Además del petróleo y el gas, la crisis actual también puede favorecer a las energías renovables. En muchos mercados, el precio mayorista de la electricidad viene determinado por la central marginal necesaria para equilibrar el sistema: a menudo una unidad de gas (y a veces de carbón), cuyo coste de producción varía directamente con el precio del combustible. En este contexto, una subida de los precios del gas/carbón tiende a hacer subir el precio de la electricidad, mientras que el coste variable de producción de las renovables (eólica/solar) sigue siendo bajo. Esta mejora en la economía de los proyectos puede, a largo plazo, apoyar la inversión: refuerza la bancabilidad (la capacidad de conseguir financiación) y facilita la firma de contratos a largo plazo (PPA) en un contexto en el que la seguridad del suministro vuelve a ser una prioridad.
Posicionamiento del fondo IVO EM Deuda Corporativa
El fondo IVO EMCD pretende captar esta dinámica en los mercados emergentes y adaptarse a los cambios del mercado.
El fondo IVO EMCD está posicionado para captar la revalorización de la «seguridad de suministro» en los mercados emergentes mediante la exposición a activos de GNL fuera de Oriente Medio.
Esto se traduce, en primer lugar, en una exposición a infraestructuras industriales de licuefacción fuera de Oriente Medio, como Perú LNG (2ª posición del fondo a 25/03/2026). El fondo también está posicionado en productores de ME con activos de gas y/o participaciones en infraestructuras asociadas, como Azule Energy (5ª posición en el fondo). También seguimos e invertimos en proveedores de infraestructuras FLNG y productores con opciones de monetizar el gas mediante FLNG en África, como Trident Energy (6ª posición del fondo).
Por último, también nos gusta ganar exposición al ciclo de crecimiento de la producción offshore en Brasil y Guayana, centrándonos en actores de la cadena de suministro (servicios e infraestructuras) con gran visibilidad sobre sus carteras de pedidos. Esta exposición suele ser menos sensible al Brent: está impulsada principalmente por el crecimiento del volumen, con visibilidad sobre los proyectos hasta ~2030, y la continuidad de los programas de inversión en cuencas altamente competitivas, cuyas economías siguen siendo atractivas incluso en un escenario de precios más bajos.
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