Un shock de oferta que no se borra con el calendario

Cuando se interrumpió el tránsito marítimo por el estrecho de Ormuz, el problema no quedó circunscrito al petróleo crudo. Redefinió lo que los gobiernos y los industriales denominan un suministro fiable. El director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía, Fatih Birol, advierte de que los mercados no volverán a las condiciones anteriores a la guerra en 2027. Esta fórmula supera el comentario coyuntural: viene a decir que una parte del shock se ha vuelto estructural.

Nuestra tesis cabe en una frase: la seguridad de suministro es ya el principal criterio de decisión energética, y se lee a dos escalas. A escala macro, un récord de inversión orientado a la diversificación. A escala física, unos flujos de gas concentrados en unas pocas puertas de entrada y unos precios de la electricidad que se alejan fuertemente de una zona a otra.

El capital sigue al riesgo: 3,4 billones de dólares

Las proyecciones de la AIE sitúan el gasto energético mundial en 3,4 billones de dólares en 2026, un 5 % más que en 2025. El reparto es elocuente: 2,2 billones van a tecnologías bajas en carbono, nuclear, almacenamiento y redes, frente a 1,2 billones para la extracción de combustibles fósiles. La proporción es de casi dos a uno. La electricidad representa ya cerca del 60 % del conjunto de las inversiones energéticas, lo que explica que la AIE hable de una «era de la electricidad» que se va perfilando.

El mecanismo es simple. Una zona que concentra una parte mayoritaria de las exportaciones energéticas del Golfo, de las que entre el 80 y el 90 % parten hacia Oriente Próximo y Asia según la AIE, se convierte en una fuente de riesgo para todos los importadores. Los responsables de las decisiones añaden entonces a la grilla de coste, precio y comportamiento medioambiental tres criterios: seguridad, confianza y diversidad. Para los grandes importadores, eso abre un espacio a los recursos disponibles en el territorio: renovables, nuclear y, potencialmente, carbón. Las renovables, ampliamente distribuidas por el mundo, son las primeras beneficiarias, con despliegues que se aceleran en los mercados más golpeados por la crisis.

La nuclear, el síntoma más nítido

Alrededor de 90 GW de capacidad nuclear están en construcción, un máximo de varias décadas, y la AIE habla de un nivel de construcción nunca visto en cuarenta años. Un reactor se planifica a lo largo de años: esta cifra traduce una convicción de largo plazo, no una reacción de corto plazo. Se suma a las necesidades de redes y almacenamiento, dos partidas que absorben una parte de los 2,2 billones dedicados a las tecnologías bajas en carbono.

Trayectorias regionales contrastadas

El gasto total de Estados Unidos avanzaría un 6 % hasta acercarse a los 610.000 millones de dólares, con un casi cuádruple aumento del gasto en GNL en 2026. El país debería representar cerca de la mitad de la capacidad mundial de exportación de GNL en 2030. La Unión Europea subiría a 440.000 millones de dólares, con prioridad a la diversificación y a la electrificación, mientras el gas sigue siendo importante para la seguridad de suministro, en particular vía el GNL. China alcanzaría los 945.000 millones de dólares, con inversiones en redes en fuerte alza hasta los 140.000 millones. La India escalaría hasta los 170.000 millones de dólares, con tres dólares invertidos en renovables y nuclear por cada dólar en producción fósil. El Sudeste Asiático, donde la demanda de electricidad crece 1,5 veces más rápido que la media mundial, subiría a 57.000 millones.

El panorama no es uniforme. En África, la inversión aguas arriba solo alcanzó los 37.000 millones de dólares en 2025, frente a los 68.000 millones de 2016, una caída del 11 % según el texto de la AIE. En Oriente Próximo, el gasto aguas arriba de petróleo y gas debería retroceder alrededor de un 1 % en 2026. La reasignación del capital no beneficia, por tanto, a todas las zonas por igual: la oferta futura se construye allí donde el riesgo percibido es menor.

Lo que dicen las tuberías: un gas europeo sobre pocos pilares

Los indicadores físicos de flujo de gas de los días 30 y 31 de octubre de 2026 ofrecen una instantánea de cómo se abastecen Europa central y occidental. Primer hallazgo: varios puntos históricamente asociados a las rutas de Este a Oeste están a cero. En Mallnow (enlace Polonia-Alemania, ruta Yamal), los flujos de entrada y de salida son nulos ambos días. En VIP Waidhaus (tránsito Chequia-Alemania), la entrada y la salida son igualmente nulas. En Baumgarten TAG (enlace Eslovaquia-Austria), no se registra flujo alguno en ningún sentido. Estos datos no dicen por qué: simplemente muestran que ninguna molécula transita por allí en esas fechas.

Segundo hallazgo: el gas noruego desempeña un papel de pilar. En Emden EPT1 (Norpipe), el flujo de entrada alcanza los 402,5 GWh diarios el 30 de octubre, mientras que la salida es nula. En Zeebrugge, la interconexión Reino Unido-Bélgica registra 72,6 GWh diarios en entrada. En el punto VIP TTF-THE-H, entre Países Bajos y Alemania en gas de alto poder calorífico, la entrada alcanza los 482,9 GWh diarios frente a 180,8 GWh en salida, una proporción de aproximadamente 2,7. En Zevenaar, la salida hacia Alemania se sitúa en 52,7 GWh diarios el 30 de octubre.

Más al sur, el 30 de octubre, VIP Oberkappel (Austria-Alemania) marca 112,5 GWh diarios en salida, mientras que Baumgarten (hub austriaco) registra 4,9 GWh diarios en salida. El flujo registrado en Tarvisio (TAG, Austria-Italia) se sitúa del lado de la entrada, con 144,4 GWh diarios, y una salida nula. Al día siguiente, la imagen se invierte: la entrada está a cero y la salida en 17,2 GWh diarios. El sentido registrado cambió, por tanto, en veinticuatro horas, una señal de la flexibilidad, pero también de la volatilidad de las rutas de transporte.

Un sábado que cambia la escala

Entre el 30 y el 31 de octubre, la entrada en Emden pasa de 402,5 a 77,6 GWh diarios, un retroceso de alrededor del 81 %. La salida en VIP Oberkappel cae de 112,5 a 22,6 GWh diarios, cerca de un 80 % menos. El 31 de octubre es sábado: una bajada de la demanda de fin de semana es una explicación plausible, pero el expediente no contiene ni nominaciones, ni niveles de almacenamiento, ni serie histórica que permita confirmarla. La prudencia se impone: dos días no hacen una tendencia.

Lo que estos flujos ilustran, sin embargo, es la concentración. Cuando las rutas del Este están paradas en los puntos observados, el sistema descansa sobre el gas noruego, el GNL y las interconexiones del Noroeste. Una plataforma noruega afectada por un incendio, como la plataforma Visund de Equinor señalada a principios de noviembre, o un cuello de botella de tránsito basta entonces para recordar hasta qué punto esta arquitectura está expuesta. Los anuncios de seguimiento van en la misma dirección: Polonia ha aumentado en un cuarto su capacidad de almacenamiento de gas, y TotalEnergies ha firmado un acuerdo de suministro de GNL de 15 años por 900.000 toneladas anuales con un actor chino. Los Estados refuerzan sus colchones, y los contratos largos reaparecen como herramienta de aseguramiento.

Los precios de la electricidad, reveladores de una Europa fragmentada

El 30 de octubre, los precios day-ahead de la electricidad dibujan un mapa muy contrastado. Suiza se sitúa en 254,14 EUR/MWh, Chequia en 250,85, Dinamarca-1 en 250,56 y Portugal en 211,19. Finlandia, en cambio, solo alcanza los 77,51. La diferencia entre Suiza y Finlandia es de unos 176,6 EUR/MWh, una proporción cercana a 3,3.

Esta brecha dice dos cosas. Por un lado, las zonas que dependen de la importación de combustibles o de márgenes de producción reducidos soportan un precio más elevado, mientras que las zonas mejor dotadas de producción disponible se mantienen mucho más bajas. Por otro, la interconexión no basta para alisar los precios: si la capacidad de intercambio está saturada, cada zona se comporta como un mercado local. Esto conecta con la observación de la AIE sobre la importancia de las redes. No es extraño que las inversiones en redes se disparen, hasta los 140.000 millones de dólares en China, o que el Sudeste Asiático busque desarrollar los intercambios transfronterizos, con 27.000 millones de dólares necesarios de aquí a 2040 para las interconexiones de la ASEAN.

Conviene señalar también la producción del norte de Italia el 30 de octubre: 8.876 MWh para la hidráulica de bombeo-turbinación, lo que ilustra el papel del almacenamiento flexible para absorber variaciones. El expediente no permite decir más: no documenta ni el consumo ni los intercambios en las fronteras.

Del lado de la demanda: la electrificación como respuesta

Los indicadores de demanda directa son escasos en el expediente, pero varias señales convergen. La demanda de electricidad del Sudeste Asiático crece 1,5 veces más rápido que la media mundial. La electricidad pesa cerca del 60 % de la inversión energética mundial. Y si la electrificación se acelera, según la AIE, el conflicto hará aún más visible la era de la electricidad. Dicho de otro modo, la respuesta a un shock de oferta de petróleo y gas pasa por un desplazamiento de la demanda final hacia el electrón, lo que concentra la tensión en las redes y la capacidad de producción más que en las meras moléculas.

Los mercados financieros reflejan esta ambivalencia. El Brent se negociaba a 95,93 dólares el barril el 5 de noviembre, con un alza del 1,38 %, mientras algunos observadores hablaban de una relajación de los precios del crudo. Los grandes países importadores, como la India, ven variar su factura de importación con cada dólar del barril. Un precio a ese nivel confirma que la prima de riesgo sigue siendo elevada, sin que el expediente permita decir si se está resolviendo.

La oferta aguas arriba: disciplina y reasignación

Del lado de los productores, las señales son mixtas. La inversión en fósiles sigue siendo sustancial, con 1,2 billones de dólares, impulsada por las aguas profundas en Brasil y Guyana en América Latina, donde la inversión alcanzaría los 190.000 millones de dólares. Pero la disciplina sigue vigente: BP ha cedido más de mil millones de dólares de participación en Aker BP, a un precio inferior al de mercado, y Woodside ha puesto en marcha un plan de reducción de costes de 400 millones de dólares con supresiones de empleo. Seadrill estudia la reactivación de dos equipos de perforación en aguas profundas, lo que sugiere que la demanda de capacidad de perforación se recupera. Aker Solutions ha logrado un contrato importante en Catar. La oferta futura está, por tanto, financiada, pero de manera selectiva: los operadores privilegian los activos considerados más seguros y menos costosos.

Lo que los datos no dicen

Conviene mantener la mesura. Primero, los datos físicos abarcan solo dos días, sin comparación con los años anteriores ni con la media estacional: es imposible decir si estos niveles son anómalos. Segundo, el expediente no contiene ninguna cifra sobre las reservas de gas, el consumo o los volúmenes bloqueados en Ormuz: el déficit de oferta no puede, por tanto, cuantificarse. Tercero, el vínculo entre el cierre del estrecho y los flujos europeos es coherente, pero no está demostrado por los datos: el cierre de las rutas del Este puede tener otras causas. Cuarto, algunos valores son nulos o faltantes, como la entrada de Zevenaar, lo que puede deberse a límites de recogida. Por último, varios elementos de seguimiento se apoyan solo en breves resúmenes, sin detalles de volúmenes ni de calendario.

Conclusión: una era de alta vigilancia

Los hechos disponibles permiten una conclusión mesurada. El shock de Ormuz ha consolidado una lógica en la que prima la seguridad de suministro: la AIE estima en 3,4 billones de dólares el esfuerzo de inversión mundial de 2026, orientado mayoritariamente hacia la electricidad, las redes, el almacenamiento y la nuclear. Los indicadores físicos de finales de octubre son su reflejo: un sistema gasístico europeo que descansa sobre pocas puertas de entrada, unos puntos de tránsito orientales a cero y unos precios de la electricidad que varían en un factor de tres entre zonas.

Lo que queda abierto es considerable: la magnitud real del déficit, la trayectoria de la demanda en 2027 y la capacidad de las redes para resolver las diferencias de precio. El seguimiento de las próximas semanas deberá centrarse, por tanto, en los niveles de almacenamiento, la persistencia de los flujos nulos y la convergencia o no de los precios day-ahead. Mientras estos indicadores no hayan dado la vuelta, la hipótesis de trabajo más sólida sigue siendo la de un mercado en alta vigilancia, donde la diversificación ya no es una opción sino una condición de estabilidad.

Este artículo ha sido redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y verificado por nuestro equipo editorial.