<p>Al ritmo de <i>La gasolina</i> de <strong>Daddy Yankee</strong>, <strong>Donald Trump</strong> celebró hace unos días la caída del precio del combustible en Estados Unidos. Su abaratamiento es la prueba de que su idilio incondicional con las grandes petroleras está dando frutos. Pero lo que subyace es una realidad más fuerte que la política energética de la Casa Blanca: <strong>el mundo está inundado de crudo</strong>.</p>
El mundo nada en crudo, pero el dinero no se detiene. Pese a la sobreoferta y los bajos precios, el capital continúa respaldando a la industria fósil para paliar el declive de los yacimientos, en una nueva era geopolítica marcada por el despertar de la IA
Para entenderlo, conviene abandonar por un momento la avalancha de cifras y detenerse en las noticias. Tras la operación militar relámpago para detener a Nicolás Maduro, Trump convocó a las mayores petroleras del mundo en la Casa Blanca y les pidió movilizar la friolera de 100.000 millones de dólares para resucitar y exprimir la agónica industria del crudo en Venezuela.
Algunas reaccionaron con cautela, como ExxonMobil o Conoco, a las que Caracas confiscó en el pasado activos valorados en decenas de miles de millones de dólares. Otras respondieron con entusiasmo, como Chevron o la española Repsol, cuyo CEO, Josu Jon Imaz, verbalizó su disposición a «invertir con fuerza» en el país latinoamericano hasta el punto de triplicar su producción en pocos años. La cumbre en Washington es, quizás, la prueba más reciente de que, con o sin exceso de petróleo, este todavía es una pieza central del tablero geopolítico.
«El petróleo sigue siendo una herramienta de poder, influencia internacional y seguridad energética«, expresa Elena Marabini, analista de transición energética en Alantra. «Casos como Venezuela muestran que el upstream no es solo una cuestión de precios, sino también de control de flujos, sanciones, monedas de pago y alineamientos estratégicos». Por ello, «el aparente exceso de petróleo no invalida la lógica de seguir invirtiendo en upstream, que es un negocio de largo recorrido». Y lo justifica con datos: desarrollar un nuevo yacimiento puede llevar entre 10 y 20 años, desde las primeras licencias hasta la producción comercial; además, los campos existentes sufren una declinación natural del 5% al 6% anual en petróleo, y superior en gas.
«Una parte muy significativa de la inversión actual no busca añadir capacidad extra, sino compensar caídas estructurales de producción. Dejar de invertir hoy, incluso con superávit, puede convertirse en un cuello de botella mañana», remacha.
Homayoun Falakshahi, director de Análisis de Crudo en Kpler, plataforma líder en inteligencia de mercados de materias primas, coincide. «Se estima que si el mundo dejase de invertir, perderíamos el 40% de la producción de petróleo cada año«, advierte. Hay otra razón adicional: «La demanda sigue creciendo, aunque a un ritmo lento». Incluso la Unión Europea, paladín mundial de la transición ecológica, está posponiendo la prohibición de vehículos de combustión para 2035, «eso también impulsará la demanda a largo plazo».
«La producción de petróleo se está agotando de forma estructural», apunta Manuel Maleki, economista jefe adjunto de Edmond de Rothschild. Ello, asegura, obliga a la industria petrolera a reemplazar entre 4 y 5 millones de barriles diarios cada año solo para mantener los niveles de producción. «Gran parte de la inversión actual es defensiva, orientada a preservar la capacidad productiva más que a ampliar la oferta», describe.
Falakshahi subraya que la evolución de los precios es esencial. «Aunque son relativamente bajos ahora, es posible que no se mantengan así a largo plazo, especialmente, a medida que se reduce la capacidad disponible de la OPEP+». Según las previsiones de Kpler, el excedente de crudo no durará. «La producción alcanzará su punto máximo y luego disminuirá en muchos países. Por ejemplo, creemos que en Estados Unidos está a punto de tocar techo: prevemos una caída de 13,8 a 13,6 millones de barriles diarios (mb/d) para finales de año».
Si el ritmo decae al otro lado del Atlántico, el superávit podría disiparse con relativa rapidez. Sobre todo porque, según un informe de 2024 del International Energy Forum (IEF) y S&P Global, el primer impulsor del crecimiento del gasto de capital en upstream hasta 2030 será Norteamérica.
El futuro del consumo tampoco está escrito en piedra. «La demanda global no es homogénea», recalca Marabini. «Mientras en las economías avanzadas tiende a estancarse, el crecimiento marginal se desplaza hacia las emergentes como India o gran parte del Sudeste Asiático. En esas regiones, la renta, la urbanización y la industrialización siguen empujando el uso de combustibles líquidos».
Los precios más bajos de la gasolina son, además, un arma de doble filo. «Un escenario de sobreoferta presiona los precios a la baja, sí, pero ese entorno puede, paradójicamente, estimular el consumo, especialmente, si la transición energética no avanza lo suficientemente rápido como para ofrecer alternativas competitivas», asume la analista de Alantra.
Los precios del barril -los futuros próximos rondan ahora los 64 dólares- tienen una segunda lectura. «Cuando caen por debajo de ciertos umbrales, la producción de mayor coste deja de ser rentable», explica Maleki. Pone como ejemplo el shale estadounidense, cuya horquilla de equilibrio oscila entre los 50 y 60 dólares por barril.
El shale es el combustible (crudo o gas) que, en lugar de estar en yacimientos convencionales, se encuentra atrapado en rocas de esquisto. Para extraerlo hay que fracturarlas mediante fracking, un proceso caro que se ha convertido en la llave que ha permitido a EEUU dejar de ser un país netamente importador a convertirse en la primera potencia exportadora mundial. Cuando el Brent se desploma, este modelo empieza a tambalearse.
El analista lo define como «efecto breakeven», un mecanismo autocorrector del mercado. Si los precios bajan, las empresas reducen la inversión; pero los recortes de capital hoy se reflejan en el petróleo que llegará al mercado dentro de unos años, lo que acaba empujando de nuevo los precios al alza. «Las políticas climáticas, la geopolítica y el cambio tecnológico podrían aún reconfigurar el mercado», avisa Maleki.
En 2020, Larry Fink, fundador y CEO de BlackRock, la mayor gestora de activos del mundo, dio un vuelco a la relación del capital con los combustibles fósiles. Anunció una «reestructuración fundamental de las finanzas»para abordar el cambio climático. Pronto, los reyes del dinero se sumaron a su apasionado llamamiento, asumiendo los criterios ESG (ambiental, social y gobernanza) como una nueva Biblia de las finanzas. Seis años después, muchas de las mayores instituciones bancarias han dado marcha atrás, renunciando a compromisos y abandonando alianzas que prometían usar el capitalismo para salvar el medioambiente.
La presión política y judicial de las fuerzas conservadoras en EEUU y la preocupación por perder más competitividad industrial en Europa han desencadenado esta estampida silenciosa. En 2024, el propio Fink indicó que ya no emplearía el término ESG porque se había politizado. En su lugar, adoptó conceptos como inversión climática o sostenible, mucho más abstractos. En su carta a inversores de 2025, ni siquiera los mencionó: «Necesitamos pragmatismo energético».
Pero, ¿acaso desde el punto de vista de la pura rentabilidad, tiene sentido invirtir cientos de miles de millones al año en crudo? «Definitivamente, sí. Las compañías petroleras que siguieron invirtiendo durante el periodo de Covid ahora muestran mayores rendimientos y crecimiento que sus competidores», asegura Michele Della Vigna, directora general y co-responsable de Recursos Naturales en EMEA de Global Investment Research de Goldman Sachs. Recuerda que la industria de petróleo y gas ha ofrecido rendimientos de dos dígitos durante décadas.
«Tiene todo el sentido seguir invirtiendo en campos de alta calidad, especialmente cuando existe un ángulo tecnológico, como la globalización de la producción de esquisto», destaca. La recomendación se extiende, incluso, a mercados inciertos como Venezuela: «Tiene algunas de las reservas de petróleo más atractivas del mundo. En el entorno regulatorio adecuado y con un riesgo político manejable, la industria volverá a invertir, aunque creo que al principio habrá cierta reticencia dada la mala trayectoria histórica de los inversores extranjeros en este país».
Las cifras evidencian el renovado apetito del capital. En 2024, el año más cálido jamás registrado, los 65 bancos más grandes del mundo comprometieron869.000 millones de dólares a empresas que operan en el sector de los combustibles fósiles. La cifra supone un aumento significativo, de 162.000 millones, frente al 2023. Fue la principal conclusión de la última edición del informe Banking on Climate Chaos 2025, elaborado por una coalición de organizaciones de referencia en investigación climática y financiera.
Una parte considerable de ese dinero (429.000 millones) fue a parar a empresas dedicadas a expandir la producción fósil y sus infraestructuras. En total, 48 de esos bancos movilizaron más recursos a este perfil de compañías. El ranking mundial lo lideraron los estadounidenses JPMorgan, Bank of America y Citi. En Europa, el británico Barclays fue el mayor financiador y la única entidad europea en el ‘top 12’ mundial. Le siguieron el español Banco Santander, el británico HSBC, el alemán Deutsche Bank y el francés BNP Paribas, con entre 14.000 y 17.300 millones cada uno.
En opinión de Joeri de Wilde, investment strategist en Triodos Investment Management, el viraje de la banca no puede entenderse sin el cambio de prioridades de la nueva era geopolítica: «Con el aumento de la inestabilidad internacional, acelerada por el regreso de Trump, el foco ha pasado de la ecologización de la economía a la seguridad energética y a la autonomía». Ese giro, afirma, lo ha reforzado la irrupción de la IA, cuya expansión ha disparado las necesidades de suministro «estable» de los centros de datos, que «aún se considera que deben ser mejor abastecidos por combustibles fósiles».
«El hecho de que se siga invirtiendo en upstream puede actuar como un freno relativo a la transición», completa Marabini. «Por un lado, una señal de precios más bajos puede retrasar la sustitución si las alternativas no son competitivas. Por otro, existe una competencia por el capital: parte de la inversión puede volver a proyectos fósiles si los retornos son más claros o menos arriesgados a corto plazo».
El resultado es que muchas petroleras y entidades financieras han asumido que la transición energética no avanzará tan rápido como exige el Acuerdo de París. «Las grandes petroleras pueden producir a bajo coste gracias a su escala y experiencia, y seguir siendo rentables incluso cuando el barril no está por las nubes», explica De Wilde. A la vez, observa que buena parte de los inversores sigue actuando bajo la lógica del beneficio a corto plazo, ignorando el riesgo de que parte de esos activos que financian acabe convirtiéndose en «activos varados», o confiando en que los gobiernos acaben interviniendo para evitar la caída de sus campeones nacionales.
Triodos rechaza la narrativa actual de que más capacidad fósil equivale a mayor seguridad. «La expansión de carbón, petróleo y gas no mejora la seguridad energética, sino lo contrario», alerta De Wilde. Los proyectos existentes, combinados con las renovables, defiende, ya bastan para satisfacer la demanda global presente y futura. Invertir miles de millones en más infraestructuras fósiles, afirma, ata a las economías a mercados volátiles y expone a los bancos a riesgos geopolíticos vinculados a los regímenes exportadores. «La verdadera seguridad energética es construir un sistema diverso basado en renovables, que reduzca la dependencia de recursos finitos y de proveedores geopolíticamente frágiles», resume.
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