El acuerdo de EEUU con Venezuela tendrá efectos a largo plazo, pero antes requerirá años de inversiones. Mientras, se dispara el interés de los acuerdos de compra de energía (PPA). Y Defensa se impulsa por el presupuesto récord de Japón.
Miguel Ángel Valero
El presidente de Irán, Masoud Pezeshkian, se ha reunido con algunos de sus principales socios económicos, como China, Rusia e India, durante la cumbre anual de la Organización de Cooperación de Shanghái, evidenciando que Teherán no se encuentra tan aislado como aspira Washington. El encuentro se produce apenas una semana después de que el secretario del Tesoro de EEUU, Scott Bessent, anunciara una nueva batería de medidas económicas contra Irán y sus socios comerciales. La participación de dirigentes como el presidente chino, Xi Jinping; el presidente ruso, Vladímir Putin; y el primer ministro indio, Narendra Modi, entre otros países –representan conjuntamente un 25% del PIB mundial–, pone de manifiesto que los aliados económicos de Irán resisten a la presión estadounidense.
En paralelo, Donald Trump ha tratado de minimizar la relevancia del conflicto al describirlo como una guerra “relativamente pequeña”. Resta importancia a las preocupaciones sobre un posible desgaste de la capacidad militar estadounidense, asegurando que el país dispone de suficientes recursos y municiones para sostener sus operaciones.
En España, desde el 1 de septiembre entra en vigor una modificación de las bonificaciones a los carburantes: el descuento sobre el diésel aumenta de 10 a 20 céntimos/litro, mientras que la ayuda aplicable a la gasolina se reduce de 10 a 5 céntimos/litro. La medida responde a la reanudación de las hostilidades en Oriente Medio, que ha activado la cláusula automática de salvaguarda prevista por el Gobierno para mitigar el impacto del encarecimiento de los combustibles. El precio del diésel registró un aumento superior al 15% durante el mes de julio, umbral que desencadena automáticamente un mayor alivio fiscal de 20 céntimos/litro. Sin embargo, la gasolina se encareció un 7,3% (por debajo del 15%), por lo que la ayuda se reduce a 5 céntimos/litro. Estas bonificaciones permanecerán vigentes, en principio, hasta finales de septiembre.
OBS: el acuerdo de EEUU y Venezuela requerirá años de inversiones
Víctor Ruiz Ezpeleta, ingeniero y profesor de OBS Business School, destaca que EEUU y Venezuela han firmado un acuerdo a largo plazo mediante una entidad mixta que otorga acceso de explotación sobre 17 campos petroleros estratégicos en la Faja del Orinoco por hasta 100 años. El pacto abarca reservas probadas de hasta 65.000 millones de barriles. El objetivo fijado a medio plazo es alcanzar una producción orientada a los 1,5 millones de barriles diarios (mbd) mediante aportación de capital y tecnología estadounidense.
El crudo venezolano, que es del calificado de tipo pesado y extrapesado, es idóneo para el complejo de refinerías del Golfo de México, diseñadas para procesar este tipo de petróleo denso. Las importaciones directas reducen la dependencia de suministros de Oriente Medio y reducen costes logísticos al acortar rutas marítimas. En el mercado doméstico, esto incrementa el margen de refino y aporta estabilidad a los precios de los combustibles para el consumidor final.
Las expectativas a corto plazo en el impacto en los precios globales es moderado debido al deterioro estructural de las infraestructuras de Petróleos de Venezuela, que requerirá años de inversiones para maximizar la extracción.
A largo plazo, añadir hasta 1,5 mbd a la oferta global aumenta la presión a la baja sobre el precio del barril (Brent y WTI), contrarrestando posibles recortes de la OPEP+ y reduciendo el poder de mercado de otros productores de crudo pesado. Venezuela espera con esta operación actualizar su producción y ayudar a su economía, mientras que EEUU gana peso en el mercado global del petróleo, aumenta sus reservas para autoconsumo y un mayor control de los precios en un mercado tradicionalmente difícil y dominado por los países de la OPEP.
UBS: no altera las perspectivas del mercado petrolero a corto plazo
Donald Trump anunció el viernes 28 de agosto un acuerdo con Venezuela que otorga a empresas estadounidenses un papel destacado en el desarrollo de los yacimientos petrolíferos venezolanos, que cuentan con más de 65.000 millones de barriles de reservas probadas. El acuerdo llega en un contexto de precios del petróleo elevados y de continuas perturbaciones en torno al Estrecho de Ormuz. Y "es estratégicamente significativo. Sin embargo, es poco probable que altere de forma sustancial las perspectivas del mercado petrolero a corto plazo", precisan en UBS.
Mark Haefele, Director de Inversiones (CIO) de UBS Global Wealth Management, afirma: "Seguimos viendo valor en una exposición amplia a materias primas, tanto como posible fuente de rentabilidad como elemento diversificador de las carteras en periodos de tensión geopolítica e incertidumbre inflacionaria". Y añade: "Dentro de la renta variable estadounidense, mantenemos una visión Neutral sobre el sector energético. Tras un sólido comportamiento en lo que va de año, vinculado al aumento de los precios del crudo y a unos márgenes de refino elevados, esperamos que el sector se comporte de forma más acorde con el mercado en general. Dentro del sector, preferimos una exposición selectiva a los servicios petroleros, que deberían beneficiarse del aumento del gasto internacional durante los próximos años".
IEEFA: Oriente Medio dispara el interés de los acuerdos de compra de energía
Jonathan Bruegel, analista del sector energético para Europa del Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), recuerda que antes del ataque de Estados Unidos e Israel a Irán el 28 de febrero de 2026, el acuerdo europeo de compra de energía (PPA) era un instrumento de sostenibilidad para la mayoría de las empresas. Ahora se ha convertido en una herramienta para protegerse de los altos precios.
Los equipos de compras solían firmar PPA para cumplir con los objetivos ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) y satisfacer los requisitos de información sobre emisiones. La dirección toleraba la prima sobre los precios mayoristas de la electricidad como el coste del cumplimiento. El argumento de la seguridad energética existía en teoría, pero rara vez se validaba.
La guerra de Irán de 2026 ha cambiado este panorama más rápidamente que cualquier intervención política implementada en la década anterior. Las empresas que en enero de 2026 debatían si la prima del PPA estaba justificada, ahora se enfrentan a precios de la electricidad para el día siguiente de entre 120 y 150 € por megavatio-hora (MWh) en Alemania e Italia.
El gas determina el precio marginal de la electricidad en países como Alemania e Italia durante una parte sustancial del tiempo. Esto se debe a que las centrales de gas suelen ser la última y más costosa fuente de energía a la que se recurre para satisfacer la demanda. Las continuas interrupciones en el Estrecho de Ormuz han disparado los precios del gas en Europa, incrementando con ellos los precios mayoristas de la electricidad. Esta situación ha puesto de relieve los PPA. Las empresas han acelerado las decisiones sobre los PPA que ya estaban en trámite y, en varios casos, han reactivado acuerdos que se habían estancado a la espera de aprobación.
Los precios actuales de los PPA en Europa se sitúan entre 60 y 85 €/MWh, según la plataforma de precios LevelTen Energy. Esto representa aproximadamente la mitad de los precios del mercado spot de la electricidad (120-150 €/MWh) durante los periodos de crisis, según la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad.
Para los fabricantes con alto consumo energético, los operadores de centros de datos y las grandes empresas minoristas, la cuestión ya no es si los PPA justifican el sobreprecio, sino por qué no tienen más. Este debate es muy diferente al que se mantenía en la mayoría de las industrias europeas con alto consumo eléctrico hace 12 meses.
Las condiciones de los acuerdos han cambiado sustancialmente. El cambio de un modelo de contratación de PPA (Acuerdos de Compra de Energía) centrado en la sostenibilidad a uno centrado en la gestión de riesgos genera contratos fundamentalmente diferentes. Los PPA centrados en la sostenibilidad suelen tener plazos largos y precios fijos. El objetivo es lograr una contabilidad de carbono estable y avanzar en los objetivos de sostenibilidad. Asegurar 15 años de suministro de energías renovables permite alcanzar ambos objetivos.
El modelo de contratación centrado en la gestión de riesgos prioriza la protección contra las fluctuaciones de precios en lugar de la certeza de precios a largo plazo. El resultado es un mercado que se inclina hacia contratos de 5 a 10 años con precios mínimos y máximos y cláusulas de indexación, características que, según informa la plataforma de precios Pexapark, se han convertido en estándar en los acuerdos recientes. Éstas eran preferencias minoritarias hasta 2023.
Un precio mínimo de 50-55 €/MWh protege al desarrollador si finaliza la guerra con Irán y bajan los precios del gas. Un precio máximo que limita lo que pagan los compradores a 90-100 €/MWh proporciona certeza presupuestaria. La indexación vinculada a los precios del gas o del mercado del carbono sustituye a los aumentos anuales de precios, lo que refleja un mercado que ahora tiene en cuenta el riesgo de las materias primas.
Varios promotores también están vendiendo entre el 30 % y el 40 % de la producción de sus proyectos en el mercado al contado, en lugar de contratarla en su totalidad. Al hacerlo, apuestan a que el entorno de precios actual se mantendrá y se exponen a la volatilidad de los precios mundiales del gas.
La gestión de riesgos en la contratación pública pone de manifiesto un problema estructural que la contratación en materia de sostenibilidad podría ignorar en gran medida: el desajuste entre el momento en que las energías renovables generan electricidad y el momento en que el mercado fija los precios de esa producción.
Los picos de precios de la electricidad generada con gas suelen producirse en las horas punta de la tarde. Mientras tanto, la creciente generación solar está reduciendo cada vez más los precios de la electricidad al mediodía a cero o incluso menos en mercados como Alemania, España e Italia. Los proyectos solares en mercados con alta producción solar obtienen ingresos inferiores al precio de la electricidad de base cuando su producción alcanza su máximo.
Un contrato de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) para protegerse contra los precios elevados no puede limitarse a suministrar energía cuando es barata y abundante. Debe cubrir las horas en que los precios se disparan. La respuesta es un rápido cambio hacia contratos PPA que suministran energía cuando el riesgo de costes es mayor. Estos contratos presentan estructuras adaptadas, divisiones día/noche, paquetes híbridos de energía solar, eólica y almacenamiento, y productos equivalentes a la carga base con respaldo de almacenamiento. Lo que hace dos años era una estructuración a medida se está convirtiendo en un requisito habitual en las transacciones de mayor envergadura.
Si bien muchos compradores ven ahora los PPA como una forma de protección financiera, la oferta tiene sus reservas. Por lo tanto, una mayor demanda no se ha traducido automáticamente en una ejecución de acuerdos más rápida. Firmar un PPA a 75-85 €/MWh implica que los promotores perderían los 120-150 €/MWh que podrían obtener vendiendo en el mercado spot. Varios promotores en Alemania e Italia prefieren la exposición al mercado spot a asegurar ingresos contractuales a los niveles actuales.
Las entidades financieras que financian proyectos también se están volviendo más estrictas, exigiendo a menudo mayores márgenes de seguridad en los reembolsos de la deuda, precios mínimos garantizados para los PPA y contratos más cortos. Esto crea un desajuste: las entidades financieras exigen la cobertura del PPA durante todo el período del préstamo, de 10 a 15 años, pero el mercado demanda contratos de 5 a 7 años. Esto deja un vacío de refinanciación en la segunda mitad del plazo del préstamo que los promotores deben cubrir con los ingresos proyectados del mercado spot o con capital adicional.
La reforma del diseño del mercado eléctrico de la UE, con sus contratos bidireccionales por diferencia, está llevando a algunos desarrolladores a optar por la certeza de ingresos respaldada por el Estado en lugar de los PPA corporativos, especialmente en países con programas de subastas.
El cambio en la demanda de PPA no depende de que la guerra con Irán persista. Las reservas de gas de la UE estaban al 27,6 % de su capacidad a principios de abril de 2026, muy por debajo del 58,5 % en la misma fecha de 2024. Esto deja a la UE con una escasez estructural de gas y expuesta a la próxima crisis de precios, por lo que el incentivo para cubrirse no se restablecerá cuando termine la guerra con Irán. La exposición estructural de los precios mayoristas de la electricidad al gas permanece inalterada. Un alto el fuego no corrige esa vulnerabilidad.
La memoria institucional de la crisis energética de 2022 ya ha sobrevivido 18 meses de normalización de precios. Los consumidores industriales no olvidarán los precios spot de la electricidad de 120-150 €/MWh que han soportado en 2026, cuando los precios del gas en el Title Transfer Facility —el centro de referencia europeo para el comercio de gas— vuelvan a bajar a 40 €/MWh.
Existe una sólida cartera de proyectos de energías renovables en Europa que pueden satisfacer la demanda de los PPA (Acuerdos de Compra de Energía). El mercado de PPA que surja tras la guerra con Irán será más sofisticado financieramente, estará más diferenciado geográficamente y será más difícil de gestionar que el que existía antes de febrero de 2026. Pero su base de demanda ahora se fundamenta en la seguridad energética, no solo en la sostenibilidad. Esto constituye una base mucho más sólida para los PPA.
Japón bate récord con su presupuesto de Defensa
Por otra parte, el Ministerio de Defensa japonés pide para 2027 un presupuesto récord de 8,9 billones de yenes, unos 56.000 millones$. Mucho de este dinero macaba en manos occidentales. RTX firma 745 millones$ en interceptores SM-3, con 278 millones pagados por Tokio. Lockheed Martin vende el radar SPY-7 y los F-35, y comparte el caza de nueva generación con BAE Systems y Leonardo.
Japón lleva décadas comprando armamento estadounidense. Rearmarse rápido es comprar lo que ya funciona, y lo fabrican empresas de EEUU. Por tanto, el rearme asiático es viento de cola para la defensa occidental: RTX, Lockheed, BAE y Leonardo ganan un cliente que sube gasto cada año.