Energía: Del choque de mercado a la rejerarquización de proyectos y de capital
Por Marin Bourgeois, Analista Senior, IVO Capital Partners
Resumen: -Ormuz no es solo un choque de precios: es una prueba de estrés de seguridad de suministro. Cuando el riesgo geopolítico se materializa, los tomadores de decisiones piensan en robustez y esto puede rejerarquizar proyectos y redistribuir el capex. El riesgo original puede arraigarse de manera duradera en las decisiones de inversión. -Gas natural licuado: La crisis no relanza automáticamente una ola de proyectos LNG greenfield; rejerarquiza los proyectos. Los ganadores son los desarrollos ejecutables, respaldados por lo existente y situados en geografías percibidas como más neutrales o diversificadas, mientras que los proyectos largos y complejos siguen siendo penalizados por el riesgo de ejecución. Para el inversor, esto implica decisiones de inversión más rápidas en algunos casos y, automáticamente, necesidades de financiamiento más cercanas, especialmente en los mercados emergentes de África Occidental y América Latina.
Introducción La magnitud de la crisis actual va más allá de un simple episodio geopolítico: combina perturbaciones logísticas, riesgo militar y tensión energética, recordando a muchos observadores una superposición de crisis pasadas, desde los choques petroleros de la década de los 70 hasta la crisis gasífera de 2022.
Sobre todo, esta crisis no es solo un choque de flujos o una sucesión de pozos temporalmente cerrados. En algunos casos, toma la forma de un choque de activos: infraestructuras físicas afectadas, capacidades degradadas y, por lo tanto, una potencial indisponibilidad duradera de ciertos elementos clave del sistema energético. Esta lectura fue explícitamente reforzada por las declaraciones del presidente de la IEA el 23 de marzo, indicando que al menos 40 activos energéticos en Medio Oriente habían sido severa o muy severamente afectados, desplazando de inmediato el análisis del terreno del precio a corto plazo al de las capacidades, su restablecimiento y, por lo tanto, a las decisiones de inversión.
A partir de ahí, el desafío va más allá de la volatilidad a corto plazo: si la crisis se materializa también en los activos, puede conducir a reclassificar proyectos, repricing del riesgo y reasignar el capital de una manera diferente.
En este contexto, surge una pregunta, especialmente para los inversores a largo plazo expuestos a las cadenas energéticas como IVO Capital: ¿cómo remodelará esta crisis la asignación de capex, especialmente en el sector energético de los mercados emergentes?
El LNG: donde la crisis se vuelve estructural: ya no es un choque de flujos sino un choque de activos El LNG (gas natural licuado) parece ser el segmento donde el impacto es más estructurante, ya que la crisis no se limita a un choque de flujos: toma la forma de un choque de activos (capacidades no disponibles durante años) combinado con un choque logístico. El choque de activos más significativo y mejor cuantificado en este momento es el de Ras Laffan, el corazón del dispositivo LNG qatarí: el daño a las unidades de licuefacción representa aproximadamente 12,8 millones de toneladas al año (~17% de las exportaciones de Qatar), con un horizonte de reparación de 3 a 5 años y un riesgo de fuerza mayor a largo plazo. Este choque de activos retira del mercado una capacidad material durante varios años.
Además de esta dimensión de «activos», se agrega una rigidez propia al LNG: a diferencia del petróleo, hay pocas soluciones alternativas. El LNG tiene dificultades logísticas para ser sustituido, y la capacidad de almacenamiento sigue siendo mucho más limitada, lo que refuerza la asimetría del choque en caso de perturbación prolongada.
Más allá del choque de mercado inmediato, la guerra puede remodelar las decisiones de inversión. Actúa como una prueba de seguridad energética: cuando el riesgo geopolítico se materializa, compradores e inversores ya no piensan solo en precios, sino que evalúan la robustez de las cadenas de suministro y la dependencia de ciertas zonas consideradas más frágiles. En este contexto, el mapa mundial del LNG podría ser reajustado debido a un riesgo de concentración: en caso de perturbaciones en Ormuz, los volúmenes de LNG en riesgo incluyen aproximadamente ~106 Bcm/año (Bcm: miles de millones de metros cúbicos) solo para Qatar (~16% del mercado mundial), junto con ~7 Bcm/año para los Emiratos. Esta dependencia es aún más crítica ya que está canalizada por un cuello de botella único: en los últimos doce meses (marzo de 2025 a febrero de 2026), se estima que Qatar y los Emiratos Árabes Unidos han exportado 115.5 Bcm, de los cuales 108.4 Bcm han transitado efectivamente por el estrecho de Ormuz. En otras palabras, el origen físico del suministro se convertirá en clave. Y no se trata solo de Ormuz, es la concentración geopolítica del LNG mundial la que se convierte en un verdadero tema. La oferta global de LNG está extraordinariamente concentrada en tres polos (Estados Unidos, Qatar y Rusia) geopolíticamente sensibles.
Post-Irán, las decisiones de inversión en LNG deben guiarse cada vez más por la resiliencia a nivel de la cuenca. En concreto, esto otorga valor a proyectos fuera de estos bloques, especialmente en geografías percibidas como más neutrales o diversificadas, como los proyectos africanos o latinoamericanos en desarrollo con recursos considerables, especialmente en África Occidental y Argentina, y, en general, a proyectos que han sido menos justificados en un mundo estrictamente basado en precios, pero que vuelven a ser relevantes en un mundo más fragmentado, donde la seguridad de suministro prima. Estas cuencas albergan algunas de las mayores reservas de gas del mundo (África Occidental ~240 TCF, solo Argentina ~300 TCF). A modo de referencia, las cuencas africanas y latinoamericanas representan por sí solas varios miles de millones de toneladas de LNG potencialmente explotables, suficientes para abastecer varias décadas de demanda europea. Estos volúmenes no son nuevos, pero han sido marginados en un mundo dominado por los megaproyectos estadounidenses y qataríes. La materialización del riesgo geopolítico actúa hoy como un catalizador al revalorizar cuencas ricas en recursos pero históricamente subinversionadas.
Atención: Ormuz no desencadenará una ola de proyectos greenfield complejos de la noche a la mañana. La crisis actúa más bien como un filtro: favorece las inversiones ejecutables, ya estructuradas y respaldadas por infraestructuras existentes, que pueden realizarse en plazos más cortos (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 principalmente: -Las expansiones/fases adicionales, que maximizan la utilización de activos existentes y reducen el riesgo de ejecución; -Y las soluciones fast-track (tipo FLNG – unidad flotante de LNG), que permiten monetizar recursos más rápidamente al limitar algunas limitaciones en tierra.
Esta lógica ya se manifiesta en nuestro universo emergente, especialmente en la cuenca Atlántica. En Angola, el consorcio 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 offshore shallow-water, procesamiento en tierra y luego alimentación a la ya existente pero subutilizada planta Angola LNG.
Por el contrario, el proyecto Tortue Fase 2 (bp/Kosmos) en Senegal/Mauritania avanza más lentamente, pero su lógica de diseño es precisamente la que podría ser «reactivada» en un contexto de revalorización de la seguridad de suministro: una expansión capital-efficiente que maximiza el uso de las infraestructuras de la Fase 1.
En la misma línea, el operador independiente Trident ilustra una opción «fast-track» en torno al gas, con un desarrollo que privilegia una solución FLNG en el Congo, un proyecto de inversión que podría ser aprobado este mismo año en el contexto actual.
La crisis no relanza automáticamente una ola de proyectos LNG greenfield; rejerarquiza los proyectos. Los ganadores son los desarrollos ejecutables, respaldados por lo existente y situados en geografías percibidas como más neutrales o diversificadas, mientras que los proyectos largos y complejos siguen siendo penalizados por el riesgo de ejecución. Para el inversionista, esto implica decisiones de inversión más rápidas en algunos casos y, automáticamente, necesidades de financiamiento más cercanas, en particular en los mercados emergentes de África Occidental y América Latina.
El petróleo: distinguir entre la redistribución a corto plazo y la reconfiguración a largo plazo En el caso del petróleo, el impacto de Ormuz es masivo, pero de naturaleza diferente al observado en el LNG. El choque es principalmente logístico: la capacidad de producción no ha «desaparecido» y un reinicio de los flujos sigue siendo factible si las condiciones de tránsito y seguro se normalizan. A diferencia del LNG, este choque también está parcialmente amortiguado por mecanismos de flexibilidad más importantes: capacidades de reenrutamiento (limitadas pero no nulas), stocks movilizables y reservas estratégicas, que pueden actuar como un colchón a corto plazo.
En este entorno, sin embargo, es posible identificar beneficiarios, siempre y cuando se distinga entre la redistribución de inversiones a corto plazo y la que ocurre a largo plazo.
A corto plazo, los beneficiarios son aquellos que tienen la capacidad de ajustar rápidamente el capex y los volúmenes: el shale de EE. UU en primer lugar, seguido por el shale internacional, como Argentina (Vaca Muerta), así como algunas áreas convencionales maduras donde la optimización (infill, workovers, tie-backs) puede agregar barriles sin necesidad de infraestructuras pesadas (Colombia, Ghana, Angola, Guinea Ecuatorial).
A largo plazo, la reevaluación de la seguridad de suministro puede favorecer hubs que ofrezcan competitividad de costos y resiliencia logística. En este sentido, la cuenca Atlántica, en particular Brasil, Guyana y ciertas áreas africanas, algunas márgenes deepwater (por ejemplo, Namibia, Costa de Marfil), emerge como un candidato natural: concentra una parte creciente del crecimiento deepwater y sigue siendo un pilar estructural de la expansión offshore. Y, como lo muestra la curva de costos de suministro a la vista de 2030, Brasil/Guyana se encuentran entre los segmentos más competitivos fuera de Medio Oriente.
Un informe reciente de J.P. Morgan también señala que, si la trayectoria de la oferta a medio plazo (hasta 2028-2029) se basa en proyectos identificados en esta cuenca atlántica, la visibilidad después de 2030 se vuelve más condicional, ya que depende más de nuevos descubrimientos, lo que podría volver a poner la exploración en el centro de los desafíos en esta cuenca.
Esta dinámica se ve reforzada por un factor que vuelve a ser central en la gobernanza de las grandes empresas: la presión de los accionistas para clarificar los planes de crecimiento y la trayectoria de renovación de reservas. El Financial Times ha destacado que, después de años dominados por la disciplina financiera y los retornos a los accionistas, las grandes empresas cada vez son más cuestionadas sobre la longevidad de sus reservas y la solidez de su cartera de proyectos. Este enfoque también se refleja en nuestras conversaciones con las empresas del sector.
En la práctica, la combinación del choque de Ormuz (con énfasis en la seguridad de suministro) y la presión accionarial a favor de la renovación de reservas puede contribuir a reabrir un ciclo de exploración fuera de Medio Oriente para asegurar una cartera de proyectos más allá de 2030, especialmente en la cuenca Atlántica, que ofrece características económicas atractivas y aparece como uno de los sustitutos naturales de Medio Oriente.
¿Y las energías renovables en todo esto? 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 está determinado por la última central necesaria para equilibrar el sistema, que suele ser una unidad de gas (y a veces carbón), cuyo coste de producción varía directamente con el precio del combustible. En este sentido, un aumento en los precios del gas/carbón tiende a elevar el precio de la electricidad, mientras que el coste variable de producción de las renovables (eólica/solar) sigue siendo bajo. Esta mejora de la economía de los proyectos puede, a largo plazo, apoyar la inversión: refuerza la bancabilidad (capacidad para asegurar financiamiento) y facilita la firma de contratos a largo plazo (PPA) en un contexto donde la seguridad de suministro vuelve a ser una prioridad.
Posicionamiento del fondo IVO EM Corporate Debt El fondo IVO EMCD tiene como objetivo capturar estas dinámicas en los mercados emergentes y adaptarse a los cambios en el mercado.
El fondo IVO EMCD está posicionado para capturar el «re-rating de seguridad de suministro» en los mercados emergentes a través de exposiciones a activos LNG fuera de Medio Oriente.
Esto se traduce primero en una exposición a infraestructuras industriales de licuefacción fuera de Medio Oriente, como Peru LNG (segunda posición del fondo al 25/03/2026). El fondo también se posiciona en productores de mercados emergentes con activos de gas y/o participaciones en infraestructuras asociadas, como Azule Energy (quinta posición del fondo). También seguimos e invertimos en proveedores de infraestructuras FLNG y productores que están explorando opciones de monetización de gas a través de FLNG en África, como Trident Energy (sexta posición del fondo).
Finalmente, también nos gusta estar expuestos al crecimiento de la producción offshore en Brasil y Guyana, favoreciendo actores de la cadena de suministro (servicios e infraestructuras) que disfrutan de una gran visibilidad en sus carteras. Esta exposición generalmente es menos sensible al Brent: principalmente impulsada por el crecimiento de los volúmenes con una visibilidad de los proyectos hasta ~2030 y la continuidad de los programas de inversión en cuencas muy competitivas, cuya economía sigue siendo atractiva incluso en un escenario con precios más bajos.
