{"id":9362,"date":"2026-04-08T15:20:20","date_gmt":"2026-04-08T15:20:20","guid":{"rendered":"https:\/\/www.ivocapital.com\/2026\/04\/08\/9362\/"},"modified":"2026-04-08T15:53:27","modified_gmt":"2026-04-08T15:53:27","slug":"9362","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.ivocapital.com\/es\/2026\/04\/08\/9362\/","title":{"rendered":"Hormuz: cuando la geopol\u00edtica reorganiza el mapa de los activos energ\u00e9ticos"},"content":{"rendered":"\t\t
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Energ\u00eda: Del shock del mercado a la rejerarquizaci\u00f3n de los proyectos y el capital<\/strong><\/u><\/p>\n

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Resumen<\/strong><\/p>\n

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        • Hormuz no es s\u00f3lo un choque de precios<\/strong>: es una prueba de resistencia a la seguridad del suministro. Cuando se materializa el riesgo geopol\u00edtico, los responsables de la toma de decisiones piensan en t\u00e9rminos de solidez, y esto puede llevar a una reordenaci\u00f3n de los proyectos y a una redistribuci\u00f3n del capex. Es probable que el riesgo de origen tenga un impacto duradero en las decisiones de inversi\u00f3n.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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            • Gas natural licuado<\/strong>: La crisis no est\u00e1 reactivando mec\u00e1nicamente una oleada de proyectos de GNL totalmente nuevos, sino que est\u00e1 rejerarquizando los proyectos. Los ganadores son los desarrollos ejecutables basados en instalaciones existentes y situados en geograf\u00edas percibidas como m\u00e1s neutrales o diversificadoras, mientras que los proyectos largos y complejos siguen penalizados por el riesgo de ejecuci\u00f3n. Para los inversores, esto significa decisiones de inversi\u00f3n m\u00e1s r\u00e1pidas en determinados proyectos y, autom\u00e1ticamente, requisitos de financiaci\u00f3n m\u00e1s estrictos, sobre todo en los mercados emergentes de \u00c1frica Occidental y Am\u00e9rica Latina. <\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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                • Petr\u00f3leo <\/strong>: la combinaci\u00f3n de la crisis de Ormuz (prima de seguridad de suministro) y la presi\u00f3n de los accionistas para renovar las reservas puede ayudar a reabrir un ciclo de exploraci\u00f3n fuera de Oriente Medio para asegurar una cartera de proyectos m\u00e1s all\u00e1 de 2030, sobre todo en la cuenca atl\u00e1ntica, que ofrece una econom\u00eda atractiva y parece ser uno de los sustitutos naturales de Oriente Medio.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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                  Introducci\u00f3n<\/strong><\/p>\n

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                  La magnitud de la crisis actual va m\u00e1s all\u00e1 de la de un simple episodio geopol\u00edtico: combina trastornos log\u00edsticos, riesgo militar y tensi\u00f3n energ\u00e9tica, hasta el punto de que para muchos observadores recuerda a una superposici\u00f3n de crisis pasadas, desde las crisis del petr\u00f3leo de los a\u00f1os 70 hasta la crisis del gas de 2022.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Sobre todo, esta crisis no es s\u00f3lo un choque de flujos o una sucesi\u00f3n de pozos cerrados temporalmente. En algunos lugares, est\u00e1 tomando la forma<\/strong> de un choque de activos<\/strong>: infraestructuras f\u00edsicas afectadas, capacidad degradada y, por tanto, indisponibilidad potencialmente duradera de ciertos elementos clave del sistema energ\u00e9tico. Esta interpretaci\u00f3n se vio expl\u00edcitamente reforzada por la declaraci\u00f3n del Presidente de la AIE el 23 de marzo, indicando que al menos 40 activos energ\u00e9ticos<\/strong> de Oriente Medio se hab\u00edan visto gravemente o muy gravemente afectados, una se\u00f1al que desplaza inmediatamente el an\u00e1lisis del \u00e1mbito de los precios a corto plazo al de las capacidades<\/strong>, su restablecimiento y, por tanto, las decisiones de inversi\u00f3n.<\/strong> <\/p>\n

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                  As\u00ed que la cuesti\u00f3n va m\u00e1s all\u00e1 de la volatilidad a corto plazo: si la crisis se materializa tambi\u00e9n en los activos, puede llevar a reclasificar los proyectos, reevaluar el riesgo y redistribuir el capital de forma diferente.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Con este tel\u00f3n de fondo, una cuesti\u00f3n destaca especialmente para los inversores a largo plazo expuestos a las cadenas energ\u00e9ticas, como IVO Capital: \u00bfc\u00f3mo puede esta crisis remodelar la asignaci\u00f3n de capex, en particular en el sector energ\u00e9tico de los mercados emergentes?<\/strong><\/p>\n

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                  GNL: donde la crisis se vuelve estructural: ya no es un choque de flujos sino de activos<\/strong><\/p>\n

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                  De momento, el GNL (gas natural licuado) parece ser el segmento en el que el impacto es m\u00e1s estructural, porque la crisis no se limita a un choque de flujo: adopta la forma de un choque de activos (capacidad no disponible durante a\u00f1os) unido a un choque log\u00edstico. El choque de activos m\u00e1s significativo y mejor cuantificado en este momento es el de Ras Laffan, el coraz\u00f3n del sistema de GNL de Qatar: los da\u00f1os en los trenes de licuefacci\u00f3n representan unos 12,8 millones de toneladas al a\u00f1o (~17% de las exportaciones de Qatar), con un plazo de reparaci\u00f3n de 3 a 5 a\u00f1os y un riesgo de fuerza mayor a largo plazo. Este choque de activos retira capacidad material del mercado durante varios a\u00f1os. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Adem\u00e1s de esta dimensi\u00f3n de \u00abactivo\u00bb, el GNL tiene su propia rigidez: a diferencia del petr\u00f3leo, hay pocas soluciones de desv\u00edo. El GNL es dif\u00edcil de sustituir log\u00edsticamente, y la capacidad de almacenamiento sigue siendo mucho m\u00e1s limitada, lo que refuerza la asimetr\u00eda del choque en caso de interrupci\u00f3n prolongada. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Por tanto, m\u00e1s all\u00e1 de la conmoci\u00f3n inmediata del mercado, la guerra puede remodelar las decisiones de inversi\u00f3n. Act\u00faa como una prueba de resistencia de la seguridad energ\u00e9tica<\/strong>: cuando se materializa el riesgo geopol\u00edtico, los compradores e inversores ya no piensan s\u00f3lo en t\u00e9rminos de precio, sino que reeval\u00faan la solidez de las cadenas de suministro y la dependencia de determinadas zonas consideradas m\u00e1s fr\u00e1giles. En este contexto, es probable que se reeval\u00fae<\/strong> el mapa mundial del GNL debido al riesgo de concentraci\u00f3n<\/strong>: en caso de interrupci\u00f3n de Ormuz, los vol\u00famenes de GNL en riesgo incluyen ~106 Bcm\/a\u00f1o (Bcm: mil millones de metros c\u00fabicos) s\u00f3lo para Qatar (es decir, ~16% del mercado mundial), m\u00e1s ~7 Bcm\/a\u00f1o para los Emiratos. Esta dependencia es tanto m\u00e1s significativa cuanto que se canaliza a trav\u00e9s de un \u00fanico cuello de botella: en los \u00faltimos 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 f\u00edsico del suministro deber\u00eda ser clave. Y no se trata s\u00f3lo de Hormuz, sino que la concentraci\u00f3n geopol\u00edtica del GNL mundial se est\u00e1 convirtiendo hoy en un verdadero problema. El suministro mundial de GNL est\u00e1 extraordinariamente concentrado en tres zonas geopol\u00edticamente sensibles (Estados Unidos, Qatar y Rusia) (v\u00e9ase m\u00e1s abajo). <\/strong><\/p>\n

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                  \"\"<\/figure>\n

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                  Fuente: Pareto Securities<\/em><\/p>\n

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                  Por tanto, despu\u00e9s de Ir\u00e1n, las decisiones de inversi\u00f3n en GNL deber\u00edan guiarse cada vez m\u00e1s por la capacidad de recuperaci\u00f3n de toda la cuenca. En t\u00e9rminos pr\u00e1cticos, esto restablecer\u00e1 el valor de los proyectos fuera de estos bloques, sobre todo en las geograf\u00edas percibidas como m\u00e1s neutrales o diversificadoras, y en particular los proyectos africanos o latinoamericanos que actualmente est\u00e1n madurando con recursos considerables, sobre todo en \u00c1frica Occidental y Argentina. <\/strong>En t\u00e9rminos m\u00e1s generales, se trata de proyectos que est\u00e1n menos justificados en un mundo estrictamente basado en los precios, pero que vuelven a ser relevantes en un mundo m\u00e1s fragmentado en el que la seguridad del suministro es primordial. Estas cuencas contienen algunas de las mayores reservas de gas del mundo (\u00c1frica Occidental ~240 TCF, s\u00f3lo Argentina ~300 TCF). Como orden de magnitud, las cuencas africana y latinoamericana representan por s\u00ed solas varios miles de millones de toneladas de GNL potencialmente monetizable, m\u00e1s que suficiente para abastecer varias d\u00e9cadas de demanda europea. Estos vol\u00famenes no son nuevos, pero quedaron marginados en un mundo dominado por los megaproyectos estadounidenses y qatar\u00edes. La materializaci\u00f3n del riesgo geopol\u00edtico est\u00e1 actuando ahora como catalizador, elevando el perfil de cuencas ricas en recursos pero hist\u00f3ricamente poco invertidas. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Cuidado: Ormuz no va a desencadenar una oleada de complejos proyectos greenfield de la noche a la ma\u00f1ana<\/strong>. M\u00e1s bien, la crisis act\u00faa como un filtro: favorece las inversiones ejecutables que ya est\u00e1n estructuradas y respaldadas por la infraestructura existente<\/strong>, que pueden completarse en un plazo m\u00e1s corto (2-3 a\u00f1os) que los megaproyectos greenfield (5-7 a\u00f1os), que siguen estando limitados por ciclos largos, plazos industriales y mayores riesgos de ejecuci\u00f3n. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  En este contexto, los ganadores en nuestras geograf\u00edas emergentes son sobre todo :<\/p>

                  - Ampliaciones \/ fases adicionales<\/strong>que maximizan el uso de los activos existentes y reducen el riesgo de ejecuci\u00f3n; <\/span><\/p>

                  - Y <\/span>de v\u00eda r\u00e1pida<\/strong> (tipo FLNG - unidad flotante de GNL), que permiten monetizar los recursos m\u00e1s r\u00e1pidamente al limitar algunas de las limitaciones en tierra.<\/span><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Esta l\u00f3gica ya est\u00e1 tomando forma en nuestro mundo emergente, sobre todo en la cuenca atl\u00e1ntica. En Angola, el New Gas Consortium (NGC) -operado por Azule Energy (JV 50\/50 bp\/Eni)- inici\u00f3 la producci\u00f3n de gas en Quiluma en marzo de 2026, seg\u00fan un esquema t\u00edpicamente \u00abejecutable\u00bb: gas mar adentro en aguas poco profundas, procesamiento en tierra, y luego suministro a la planta de GNL de Angola, existente pero infrautilizada. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  En cambio, la Fase 2 de Tortue (bp\/Kosmos) en Senegal\/Mauritania avanza m\u00e1s lentamente, pero su l\u00f3gica de dise\u00f1o es precisamente la que puede \u00abreactivarse\u00bb en un contexto de revalorizaci\u00f3n de la seguridad del suministro: una expansi\u00f3n eficiente en capital que maximiza el uso de la infraestructura de la Fase 1.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Con el mismo esp\u00edritu, el operador independiente Trident ilustra una opci\u00f3n \u00abr\u00e1pida\u00bb en torno al gas, con un desarrollo que favorece una soluci\u00f3n FLNG en el Congo, un proyecto de inversi\u00f3n que podr\u00eda sancionarse este mismo a\u00f1o en el contexto actual.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  La crisis no est\u00e1 reactivando mec\u00e1nicamente una oleada de proyectos de GNL totalmente nuevos, sino que est\u00e1 rejerarquizando los proyectos. Los ganadores son los desarrollos ejecutables, basados en instalaciones existentes y situados en geograf\u00edas percibidas como m\u00e1s neutrales o diversificadoras, mientras que los proyectos largos y complejos siguen penalizados por el riesgo de ejecuci\u00f3n. Para los inversores, esto significa decisiones de inversi\u00f3n m\u00e1s r\u00e1pidas en determinados proyectos y, autom\u00e1ticamente, necesidades de financiaci\u00f3n m\u00e1s estrechas, sobre todo en los mercados emergentes de \u00c1frica Occidental y Am\u00e9rica Latina. <\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Petr\u00f3leo: distinguir la redistribuci\u00f3n a corto plazo de la reconfiguraci\u00f3n a largo plazo<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Para el petr\u00f3leo, el impacto de Hormuz es masivo, pero de naturaleza diferente al observado para el GNL. El choque es principalmente log\u00edstico: la capacidad de producci\u00f3n no ha \u00abdesaparecido\u00bb, y a\u00fan puede preverse una reanudaci\u00f3n de los flujos si se normalizan las condiciones de tr\u00e1nsito y de seguro. A diferencia del GNL, este choque tambi\u00e9n est\u00e1 parcialmente amortiguado por mecanismos de flexibilidad m\u00e1s importantes: las capacidades de desv\u00edo (limitadas pero no nulas), las existencias movilizables y las reservas estrat\u00e9gicas, que pueden actuar como amortiguador a corto plazo (v\u00e9ase m\u00e1s adelante). <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  \"\"<\/figure>\n

                  <\/p>\n

                  Fuente: J.P. Morgan Commodities Research<\/em><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  En este entorno, sigue siendo posible identificar a los beneficiarios, siempre que se distinga entre la redistribuci\u00f3n de las inversiones a corto plazo y la que tiene lugar a largo plazo. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  A corto plazo<\/strong>, los ganadores son los que tienen capacidad para ajustar r\u00e1pidamente las inversiones y los vol\u00famenes: el esquisto estadounidense en primer lugar, luego el esquisto internacional<\/strong> -sobre todo Argentina (Vaca Muerta)-, as\u00ed como ciertas zonas convencionales maduras donde la optimizaci\u00f3n (relleno, acondicionamientos, tie-backs) puede a\u00f1adir barriles sin necesidad de grandes infraestructuras (Colombia, Ghana, Angola, Guinea Ecuatorial).<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  A largo plazo<\/strong>, la revalorizaci\u00f3n de la seguridad del suministro puede favorecer a los centros que ofrezcan tanto competitividad de costes como resistencia log\u00edstica. <\/strong>En este contexto, la cuenca atl\u00e1ntica -en particular Brasil, Guyana<\/strong> y, en el lado africano<\/strong>, ciertos m\u00e1rgenes 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 expansi\u00f3n en alta mar. Y, como muestra la curva de costes de explotaci\u00f3n para 2030, Brasil\/Guyana se encuentran entre los segmentos m\u00e1s competitivos fuera de Oriente Medio.<\/strong> <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Coste y volumen de producci\u00f3n de petr\u00f3leo hasta 2030 por zona de producci\u00f3n<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  \"\"<\/figure>\n

                  <\/p>\n

                  Fuente: Rystad Energy<\/em><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Una nota reciente de J.P. Morgan nos recuerda que, mientras que la trayectoria de suministro a medio plazo (de aqu\u00ed a 2028-2029) se basa en proyectos ya identificados en esta cuenca atl\u00e1ntica, la visibilidad m\u00e1s all\u00e1 de 2030 se est\u00e1 volviendo m\u00e1s condicional, ya que depende m\u00e1s de nuevos descubrimientos, lo que podr\u00eda volver a situar la exploraci\u00f3n en el centro de las cuestiones de esta cuenca.<\/strong> <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Esta din\u00e1mica se ve reforzada por un factor que ha vuelto a ser central en la gobernanza de las grandes petroleras: la presi\u00f3n de los accionistas para que se aclaren los planes de crecimiento y la trayectoria de renovaci\u00f3n de las reservas<\/strong>. El Financial Times ha se\u00f1alado que, tras a\u00f1os dominados por la disciplina financiera y la rentabilidad para los accionistas, las grandes petroleras se ven cada vez m\u00e1s cuestionadas sobre la longevidad de sus reservas y la solidez de su cartera de proyectos. Este punto de vista tambi\u00e9n se pone de manifiesto en nuestras conversaciones con empresas del sector. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  En la pr\u00e1ctica, la combinaci\u00f3n de la conmoci\u00f3n de Ormuz (prima de seguridad del suministro) y la presi\u00f3n de los accionistas para renovar las reservas puede contribuir a reabrir un ciclo de exploraci\u00f3n fuera de Oriente Medio para asegurar una cartera de proyectos m\u00e1s all\u00e1 de 2030, sobre todo en la cuenca atl\u00e1ntica, que ofrece una econom\u00eda atractiva y parece ser uno de los sustitutos naturales de Oriente Medio.<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  \u00bfY qu\u00e9 pasa con las energ\u00edas renovables?<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Adem\u00e1s del petr\u00f3leo y el gas, la crisis actual tambi\u00e9n puede favorecer a las energ\u00edas 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 carb\u00f3n), cuyo coste de producci\u00f3n var\u00eda directamente con el precio del combustible. En este contexto, una subida de los precios del gas\/carb\u00f3n tiende a hacer subir el precio de la electricidad, mientras que el coste variable de producci\u00f3n de las renovables (e\u00f3lica\/solar) sigue siendo bajo. Esta mejora en la econom\u00eda de los proyectos puede, a largo plazo, apoyar la inversi\u00f3n: refuerza la bancabilidad (la capacidad de conseguir financiaci\u00f3n) 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. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Posicionamiento del fondo IVO EM Deuda Corporativa<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  El fondo IVO EMCD pretende captar esta din\u00e1mica en los mercados emergentes y adaptarse a los cambios del mercado.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  El fondo IVO EMCD est\u00e1 posicionado para captar la revalorizaci\u00f3n de la \u00abseguridad de suministro\u00bb en los mercados emergentes mediante la exposici\u00f3n a activos de GNL fuera de Oriente Medio.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Esto se traduce, en primer lugar, en una exposici\u00f3n a infraestructuras industriales de licuefacci\u00f3n fuera de Oriente Medio, como Per\u00fa LNG (2\u00aa posici\u00f3n del fondo a 25\/03\/2026). El fondo tambi\u00e9n est\u00e1 posicionado en productores de ME con activos de gas y\/o participaciones en infraestructuras asociadas, como Azule Energy (5\u00aa posici\u00f3n en el fondo). Tambi\u00e9n seguimos e invertimos en proveedores de infraestructuras FLNG y productores con opciones de monetizar el gas mediante FLNG en \u00c1frica, como Trident Energy (6\u00aa posici\u00f3n del fondo). <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Por \u00faltimo, tambi\u00e9n nos gusta ganar exposici\u00f3n al ciclo de crecimiento de la producci\u00f3n offshore en Brasil y Guayana, centr\u00e1ndonos en actores de la cadena de suministro (servicios e infraestructuras) con gran visibilidad sobre sus carteras de pedidos. Esta exposici\u00f3n suele ser menos sensible al Brent: est\u00e1 impulsada principalmente por el crecimiento del volumen, con visibilidad sobre los proyectos hasta ~2030, y la continuidad de los programas de inversi\u00f3n en cuencas altamente competitivas, cuyas econom\u00edas siguen siendo atractivas incluso en un escenario de precios m\u00e1s bajos. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  DESCARGO DE RESPONSABILIDAD ESTE DOCUMENTO NO CONSTITUYE ASESORAMIENTO FINANCIERO:<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

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