Cómo el cierre de Ormuz ha abierto oportunidades en energía
La disrupción desencadenada por el cierre del Estrecho de Ormuz por parte de Irán ha movilizado a las naciones para reforzar la seguridad energética. Como han demostrado los shocks petroleros anteriores, las repercusiones - y las oportunidades - podrían ser enormes.
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El shock energético provocado por el cierre del Estrecho de Ormuz a finales de febrero de 2026 repercute en toda la economía mundial, y el alcance total de su impacto - ncluidos los posibles efectos secundarios complejos - está lejos de estar claro. Este es el segundo gran shock energético de la década de 2020, con muchas economías aún ajustándose al primero provocado en 2022 por la invasión rusa de Ucrania.
Mirar más atrás a los shocks comparables de los años setenta pone de relieve las consecuencias potencialmente profundas que podrían extenderse durante décadas. Mientras naciones y bloques comerciales se apresuran a reforzar sus suministros energéticos, emprenden nuevas directrices políticas con implicaciones que afectan a todas las industrias y clases de activos. Para los inversionistas, esto conlleva nuevos riesgos, así como oportunidades. Por ejemplo, puede dejar abiertas revisiones de política relacionadas con proyectos de hidrocarburos. Pero también podría reforzar el argumento a favor de un "dividendo de descarbonización", con la energía local y baja en carbono reduciendo la dependencia de las importaciones. En este artículo adoptamos la perspectiva del inversionista sobre la crisis actual, buscando identificar escenarios probables que surjan de la disrupción y las oportunidades que estas podrían presentar.
El shock energético de 2026: quién está más expuesto y por qué es importante
Es probable que las economías asiáticas sean las más afectadas por esta disrupción. Importan más del 80% de los envíos de petróleo y gas que atraviesan el Estrecho de Ormuz, lo que los deja muy vulnerables a interrupciones en el suministro y subidas de precios. La exposición directa de Europa es menor. Importa solo alrededor del 5% de su crudo y el 13% de su GNL a través del Estrecho, pero está lejos de estar aislado. La energía tiene precios en los mercados globales, y una carrera por las cargas de GNL - con Europa y Asia compitiendo cara a cara - podría mantener los precios elevados durante más tiempo.
La vulnerabilidad es mayor donde la dependencia de importaciones es mayor. En Asia, Japón parece estar más expuesto al aumento de los precios de los combustibles fósiles, importando el 84% de su demanda energética, seguido de cerca por Corea del Sur, con alrededor del 80%. En Europa, Italia, España y Alemania importan más de dos tercios de su energía. Con las rutas comerciales interrumpidas y el aumento de los costos energéticos, estas economías se enfrentan a una amenaza clásica de estanflación: un crecimiento más débil junto con una renovada presión inflacionaria.
Importaciones netas de combustibles fósiles
Fuente: EMBER, Schroders Economics Group, abril de 2026.
Un shock que acelera el cambio estructural
Los shocks energéticos rara vez terminan con una simple reversión de precios. Con mayor frecuencia, obligan a replantearse la estrategia energética, ya que gobiernos y empresas reevalúan urgentemente la resiliencia, diversifican la oferta y aceleran la inversión en sistemas energéticos menos volátiles y menos expuestos a disrupciones geopolíticas.
Ya hemos visto este patrón antes.
La historia rima: los shocks petroleros de los años 70
El embargo petrolero de 1973 y el posterior shock de oferta en 1979 expusieron una profunda vulnerabilidad en el corazón de las economías industriales: una dependencia abrumadora de los combustibles fósiles importados de regiones geopolíticamente inestables. El resultado no fue simplemente un aumento temporal en los precios del combustible, sino un cambio estructural en la política energética en muchos países importadores de petróleo.
A principios de los años 70, el consumo de combustibles fósiles estaba en aumento y la industria estaba en auge, hasta que la oferta se redujo abruptamente. Los gobiernos se vieron obligados a tomar medidas rápidas para contener el consumo, y los hogares y empresas tuvieron que cambiar su comportamiento. La lección fue contundente: cuando la seguridad energética se ve comprometida, las respuestas políticas pueden ser rápidas y de gran alcance.
Respuestas diferentes; resultados diferentes
Francia y Dinamarca ofrecen ejemplos claros de cómo las oscilaciones en los precios de los combustibles fósiles pueden catalizar transiciones energéticas a largo plazo, con la seguridad energética convirtiéndose en una prioridad nacional y los gobiernos desviándose de las importaciones hacia el suministro interno.
Francia respondió con decisión, lanzando directamente el Plan Messmer en reacción al shock petrolero. El resultado fue la construcción nuclear a gran escala más rápida de la historia moderna, que transformó el sistema eléctrico del país durante décadas. Dinamarca siguió una ruta diferente. Intensificó la exploración en el sector danés del Mar del Norte, alcanzando la autosuficiencia en gas natural en 1984 y en petróleo en 1993. Al mismo tiempo, Dinamarca se convirtió en uno de los primeros pioneros en la energía eólica comercial durante los años 70. Esto ayudó a sembrar una industria que más tarde adquirió importancia global, con fabricantes daneses y proveedores de componentes desempeñando un papel central en las cadenas de suministro de aerogeneradores.
Italia ilustra un enfoque contrastante. En lugar de reducir materialmente la dependencia de los combustibles fósiles importados, siguió dependiendo en gran medida de las importaciones de energía, con una política centrada más en la diversificación: pasar del petróleo a las importaciones de gas, principalmente del norte de África y Rusia. Este periodo vio un giro más amplio de Europa Occidental hacia el gas ruso, con la construcción de oleoductos que conectaban la Unión Soviética con Europa Occidental, sentando las bases para una dependencia que creció significativamente en las décadas siguientes. En 2021, Rusia suministraba aproximadamente el 45% del total de las importaciones de gas de la UE (incluyendo gas por gasoducto y GNL). Esta dependencia se convirtió en un tema crítico de seguridad energética tras la invasión rusa de Ucrania en 2022, lo que provocó una fuerte reducción, hasta el 19% en 2024. Europa se vio obligada una vez más a diversificar su suministro energético, con el gas ruso parcialmente reemplazado por GNL estadounidense.
Consumo energético por fuente
Fuente: Nuestro mundo en datos, Schroders Economics Group, abril de 2026.
El dividendo de la descarbonización: seguridad y sostenibilidad
La invasión de Ucrania destacó la seguridad energética como un motor adicional de la transición de los combustibles fósiles. La energía renovable no solo es una vía para reducir las emisiones, sino que también limita la dependencia de las importaciones.
El aumento de los precios del gas tras la invasión obligó a replantear la estrategia energética, con la UE comprometiéndose a eliminar progresivamente su dependencia de los combustibles fósiles rusos, diversificar el suministro de gas y acelerar el despliegue de renovables.
Cuota renovable en la generación eléctrica (%)
Fuente: EMBER, Schroders Economics Group, abril de 2026.
En Europa, el impulso ha sido tangible. En 2025, la energía eólica y solar por primera vez generó más electricidad en la UE que los combustibles fósiles, limitando la exposición de Europa al tipo de shock externo que enfrenta ahora. Los países asiáticos también se vieron afectados por el shock energético de 2022 debido al aumento de los precios de la energía. Como se muestra en el gráfico anterior, esto resultó en una mayor cuota de energía renovable en la producción eléctrica en las economías asiáticas, ya que la ventaja relativa en costos de las renovables frente al petróleo y el gas quedó clara.
¿Los países volvieron al carbón como resultado del conflicto entre Rusia y Ucrania?
Algunos países volvieron a centrarse en carbón nacional, pero el cambio fue efímero y principalmente una medida de emergencia. La cuota del carbón en la electricidad continuó su tendencia descendente a largo plazo. Incluso en los principales países productores de carbón como India y China, la cuota del carbón ha disminuido en la última década.
Parte de la explicación es la política. Los mecanismos de fijación de precios del carbono hacen que el carbón sea menos atractivo, dado que es la fuente de energía con mayor consumo de carbono. Un análisis de Bruegel – un think tank europeo – sugiere que, tras el anuncio del Mecanismo de Ajuste Fronterizo del Carbono "Carbon Border Adjustment Mechanism" (CBAM) de la UE en 2019, los países con mayor exposición a la UE al comercio de bienes cubiertos por CBAM tenían más probabilidades de anunciar sus propios mecanismos de fijación de precios al carbono. La evidencia también indica que varios países están alineando la fijación de precios del carbono con los sectores cubiertos por la CBAM. China, por ejemplo, ha añadido acero, cemento y aluminio a su sistema nacional de comercio de emisiones "Emission Traded Schemes" (ETS). Con la entrada en vigor del CBAM en enero de 2026, un cambio duradero hacia el carbón entre los principales exportadores a la UE parece menos probable.
Cuota del carbón en la generación eléctrica (%)
Fuente: EMBER, Schroders Economics Group, abril de 2026.
¿Cuáles son los posibles impactos en las futuras estrategias energéticas nacionales?
A pesar de las medidas descritas anteriormente en relación con los shocks petroleros anteriores, el cierre del Estrecho de Ormuz sugiere que las lecciones sobre seguridad energética no se han absorbido plenamente. La dependencia de los combustibles fósiles importados sigue dejando a las economías vulnerables, especialmente a través del GNL.
A corto plazo, los gobiernos podrían construir reservas mayores de petróleo y gas como amortiguador mientras se desarrollan soluciones a largo plazo. Ampliar la capacidad de almacenamiento suele ser más rápido que desplegar nueva infraestructura de generación, especialmente dadas las actuales cuellos de botella en la red y la capacidad limitada.
Perspectiva del inversionista: cómo la crisis pone de manifiesto un ciclo energético emergente
Mark Lacey, Head of Thematic Equities
Había señales de que los suministros de petróleo disponibles probablemente quedarían cortos incluso antes de que el conflicto actual en Oriente Medio amenazara una disrupción sin precedentes.
El cierre efectivo del Estrecho de Ormuz es un gran shock de oferta, que se produce en mercados que ya se estaban ajustando. En ese sentido, el conflicto está adelantando una revalorización en lugar de crear una dinámica completamente nueva: los saldos petrolíferos se estaban volviendo menos cómodos, y se espera que los mercados del gas se ajusten en los próximos tres o cuatro años.
Este impacto también pone de manifiesto las consecuencias de una década de infrainversión. El peso del sector energético en los índices bursátiles globales ha caído de alrededor del 14% en picos anteriores a aproximadamente un 3% a principios de 2026, ya que la disciplina de capital y los rendimientos para los accionistas prevalecieron sobre la nueva oferta. La vida útil de las reservas se ha acortado (de 14–15 años a principios de los 2000 a ~7–10 años para muchos productores), y más allá de 2026 hay menos proyectos confirmados para aumentar la producción de materiales. Mientras tanto, el rápido "suministro oscilante" que antes proporcionaba el US shale parece menos sensible y más intensivo en capital.
Sin embargo, la demanda está cambiando en lugar de disminuir. Se espera que la demanda eléctrica de Estados Unidos crezca alrededor de un 2–3% anual, impulsada por la electrificación y los centros de datos que apoyan IA. En algunos casos, estos últimos aumentan la demanda de gas mediante turbinas in situ.
Un contexto de precios más duradero puede apoyar los flujos de caja energéticos y la renta variable; y a medida que los gobiernos priorizan la seguridad energética, el conjunto de oportunidades se amplía a las redes, el almacenamiento, las energías renovables y las tecnologías habilitadoras.
Por qué las renovables son importantes para la seguridad (y el costo)
El conflicto con Irán vuelve a poner en foco las energías renovables como medio estratégico para asegurar la independencia del poder. La tecnología solar y eólica no requiere insumos de combustibles fósiles, por lo que sus costos de generación están menos expuestos a fluctuaciones en los mercados energéticos globales.
En los mercados eléctricos europeos, el el generador más caro que opera para satisfacer la demanda - normalmente el gas suele fijar el precio mayorista de la electricidad por hora. Como producción eléctrica de tecnologías de menor costo como la expansión del viento y el sol, desplaza el gas y el carbón con más frecuencia, lo que significa que la energía fósil fija el precio con menos frecuencia.
España es un ejemplo claro. Un análisis de Ember, el think tank global de energía, revela que el fuerte crecimiento de la energía solar y eólica ha ayudado a que los precios de la electricidad en España empiecen a desvincularse de los precios del gas. En la primera mitad de 2019, los precios de la electricidad en España reflejaron el costo de la generación fósil en el 75% de las horas; en el mismo periodo de 2025, esta cifra cayó al 19%. Incluso con el fuerte aumento de los precios del gas tras el conflicto en Irán, la electricidad española sigue siendo una de las más baratas de Europa y Reino Unido.
Precios mayoristas de la electricidad
Fuente: EMBER, Schroders Economics Group, abril de 2026.
Opinión del inversionista: ¿valoran correctamente los mercados de renta variable el impacto a largo plazo?
Simon Webber, Head of Global Equities
Ya hay pruebas claras de que los precios más altos y volátiles de los combustibles fósiles se traducen en una demanda más fuerte en el almacenamiento de energía a escala de viento, solar y red (ver La infraestructura renovable se vuelve más atractiva, abajo). Las carteras de pedidos en estos segmentos están empezando a acelerarse a medida que las compañías eléctricas y los gobiernos avanzan la inversión para asegurar energía de menor costo y producida nacionalmente. Sin embargo, los mercados bursátiles siguen siendo escépticos. Los precios de las acciones y las valuaciones en gran parte de la cadena de valor de las renovables siguen sugiriendo que se trata de un repunte cíclico de corta duración, más que el inicio de un periodo más duradero de mayor crecimiento impulsado por consideraciones de seguridad energética. Esta desconexión deja a ciertas partes del sector en el precio con poco reconocimiento de la mejora de los fundamentales o una mayor visibilidad sobre la demanda futura.
Fuera de Estados Unidos, los altos y volátiles precios del petróleo también están acelerando nuevamente la transición hacia los vehículos eléctricos. Esto favorece a fabricantes y proveedores que mantuvieron el rumbo en la inversión en vehículos eléctricos durante la reciente desaceleración cíclica, y expone a quienes retrasaron o se retiraron. Los cambios en la cuota de mercado ahora son más propensos a ser estructurales que cíclicos.
Al mismo tiempo, los precios más altos de los combustibles fósiles y la mayor demanda de metales industriales están impulsando una renovada inversión en exploración y producción de energía y en capacidad minera. Los principales beneficiarios van más allá de los propios productores de materias primas, a empresas industriales que suministran equipos mineros, servicios de producción de energía e infraestructuras eléctricas. Las empresas expuestas a redes eléctricas, electrificación y fiabilidad energética se sitúan en la intersección entre el apoyo político impulsado por la seguridad y el aumento del gasto de capital para hacer frente al aumento del consumo eléctrico.
En cambio, el entorno es mucho menos indulgente para los sectores expuestos al consumidor. La inflación energética y de materias primas está alimentando otra ronda de presión sobre los costos de insumos en un momento en el que los consumidores ya están reacios tras el shock inflacionario posterior a la pandemia. La erosión de los márgenes probablemente será generalizada, y solo aquellas empresas capaces de demostrar un poder real de precios y fortaleza de marca no se verán perjudicadas.
El sector bancario también enfrenta una perspectiva menos benigna. Tras beneficiarse de márgenes de interés más altos y bajos costos de crédito, empiezan a aparecer grietas. Algunos prestamistas con experiencia en agricultura, logística y consumidores de bajos ingresos ya están señalando expectativas más altas de préstamos no productivos. Si los precios del petróleo se mantienen cerca de los 100 dólares por barril, la inflación impulsada por la energía corre el riesgo de traducirse directamente en una presión crediticia más amplia.
Opinión del inversionista: la infraestructura de energías renovables se vuelve más atractiva
Duncan Hale, Portfolio Manager, Schroders Greencoat
Es probable que haya un mayor enfoque a largo plazo en ampliar la seguridad energética y la asequibilidad a través de fuentes nacionales bajas en carbono, incluyendo el desarrollo continuo en muchas regiones de renovables esenciales (eólica, solar) y tecnologías y combustibles emergentes (hidrógeno verde, redes de calefacción distrital y redes de transmisión).
Estas dinámicas también respaldan el caso riesgo-rendimiento para infraestructuras de transición energética. Los precios del gas, en particular, tienen un efecto dominó pronunciado sobre los precios de la electricidad, lo que significa que Europa y Reino Unido están especialmente expuestos. Para los activos renovables con exposición a precios de comerciante, esto puede suponer un impulso a los rendimientos a corto plazo.
Hemos visto esta dinámica manifestarse en las carteras de Schroders Greencoat, donde los periodos de aumento de los precios de la electricidad en general han tenido un impacto positivo directo. La última vez que un conflicto geopolítico afectó de manera significativa a los precios del gas y la electricidad - al inicio del conflicto entre Rusia y Ucrania en 2022 - siguieron fuertes rendimientos anuales. De hecho, en el mercado en general, en 2022 las acciones y los bonos cayeron de la misma manera que la mayoría de las clases de activos del mercado privado, incluidas las estrategias diversificadas de renta variable en infraestructuras, registraron rendimientos positivos de un solo dígito. La infraestructura de transición energética devolvió más del 22%.*
Este episodio también pone de relieve los beneficios de diversificación de una asignación para la transición energética dentro de una cartera más amplia. Los precios de la energía, la inflación y la disponibilidad de recursos son los principales motores de los rendimientos en este sector, y estos factores tienden a tener una correlación baja, o incluso negativa, con muchas clases de activos tradicionales. Podríamos esperar resultados similares tras el actual shock: se espera que los precios más altos de la electricidad y la inflación tengan un impacto positivo en los activos de infraestructura para la transición energética, aunque afecten a los mercados de renta variable y crédito en general.
¿Las opciones de energía renovable conllevan sus propios riesgos de suministro?
Las tecnologías de energía limpia, incluyendo aerogeneradores, paneles solares y vehículos eléctricos, son mucho más intensivas en minerales que la energía de combustibles fósiles. Por ejemplo, una planta eólica marina requiere alrededor de 13 veces más recursos minerales que una planta de gas. Como resultado, la transición impulsará un aumento sustancial en la demanda de minerales y metales. El reto de seguridad radica en que los minerales necesarios para la transición a tecnologías limpias están concentrados en un pequeño número de países. Las cadenas de suministro de materiales de transición están más concentradas geográficamente que las del petróleo o el gas natural.
El gráfico siguiente muestra la cuota de los tres principales países productores en la extracción de minerales clave y combustibles fósiles, destacando cómo la producción de litio, cobalto y elementos de tierras raras está controlada por un puñado de proveedores.
La concentración es especialmente llamativa en cobalto y tierras raras. La República Democrática del Congo produce alrededor del 70% del suministro mundial de cobalto - un metal clave para las baterías de vehículos eléctricos - mientras que China representa el 60% de la producción mundial de elementos de tierras raras. China también domina la producción de grafito, otro insumo crítico de baterías. Mientras tanto, las tensiones entre Europa y Rusia podrían complicar aún más la transición, ya que Rusia es un importante productor de níquel y cobalto.
Dónde se extraen los minerales clave
Fuente: IEA, Schroders Economics Group, junio de 2022. 605437
Dicho esto, la solar y la eólica ofrecen una ventaja clara de resiliencia frente a los combustibles fósiles: sus principales fuentes de energía no son cargas que puedan retrasarse, desviarse o bloquearse en puntos de estrangulamiento como el Estrecho de Ormuz.
Aunque las restricciones sobre minerales críticos pueden limitar el despliegue futuro, no perjudican el funcionamiento de la capacidad renovable instalada. Además, dado que los costos de generación no están vinculados a los insumos de combustibles fósiles, la producción renovable existente puede mantenerse económica y operativamente estable incluso durante periodos de fuerte volatilidad en los precios del petróleo y el gas.
Implicaciones: un ciclo de materias primas reconfigurado – y ganadores en la transición
Tal como se analiza en un artículo reciente, la transición energética probablemente tendrá un gran impacto en el mercado global de materias primas. Escalar la energía limpia requiere grandes volúmenes de metales industriales, lo que apoya la demanda a largo plazo y potencialmente crea un superciclo de "doble velocidad": los precios de los combustibles fósiles tienden a bajar con el tiempo, mientras que los precios de los metales industriales suben.
Para los mercados emergentes (ME), las implicaciones para los inversionistas son significativas e irregulares. Los países que dependen en gran medida de los ingresos por exportación de combustibles fósiles pueden enfrentarse a presiones externas y fiscales persistentes a medida que la demanda y los precios se debiliten. Tendrán que adaptar sus economías y finanzas públicas a la nueva economía baja en carbono, o enfrentarse a tensiones económicas y de mercado. Esto será un problema importante para los mercados emergentes, que tienen pocos ahorros en exportaciones pasadas. Una mejora permanente en la balanza de pagos de las EM que son importadoras netas de combustibles fósiles debería favorecer las monedas y bajar estructuralmente las tasas de interés a largo plazo. Pero las mayores oportunidades para los inversionistas probablemente se encuentren en aquellos mercados emergentes que exportan materias primas muy codiciadas en el nuevo mundo, lo que debería impulsar los rendimientos en general.
*Notas y fuentes: Solo para fines ilustrativos, basados en la interpretación simulada. El rendimiento simulado no garantiza rendimientos futuros. Los rendimientos se basan en los precios trimestrales. Los rendimientos simulados de transición energética se construyen utilizando un rendimiento combinado de Valor Neto de Activos (incluyendo dividendos) de los vehículos cotizados en Schroders Greencoat. Todas las demás clases de activos privados se obtienen de benchmarks de pitchbook para activos privados. Los activos públicos proceden de Refinitiv, septiembre de 2024. Los rendimientos de las acciones globales se calculan a partir de los precios brutos en USD de MSCI World. Los rendimientos de renta fija se calculan a partir del Índice Global Global de Retorno Total de Crédito Bloomberg.
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