La crisis energética de 2026, desatada por el conflicto entre Estados Unidos e Irán y el cierre temporal del estrecho de Ormuz, ha generado un escenario paradójico para las grandes compañías de petróleo y gas. Aunque el 10% del suministro mundial quedó bloqueado y los precios alcanzaron un máximo de 111 dólares por barril en abril, el crudo al contado cayó luego por debajo de los 80 dólares una vez reabierto el paso. Este comportamiento, lejos de hundir al sector, ha impulsado ascensos notables en el ranking Forbes Global 2000 para empresas como BP, Valero Energy, Repsol, Cenovus, Venture Global y EQT, mientras otras como Occidental Petroleum y Diamondback Energy perdieron posiciones.
Impacto real en las operaciones y balances
El efecto más inmediato se observa en los márgenes de refinación y producción. Valero Energy cuadruplicó sus ganancias hasta 4.200 millones de dólares en los últimos cuatro trimestres al comprar crudo pesado venezolano a precios reducidos y exportar combustible ante la escasez global. Repsol elevó sus beneficios un 50% interanual hasta 2.900 millones, apoyada en su posición en Venezuela (15.000 barriles diarios) y el desarrollo del yacimiento Pikka en Alaska. Cenovus duplicó el valor de sus acciones tras integrar MEG Energy, con tres proyectos de arenas bituminosas que siguen rentables incluso a 45 dólares el barril según el analista Lloyd Byrne de Jefferies.
En el segmento de gas natural, los precios al contado rondan los 3,20 dólares por mmBtu, más del doble del mínimo de finales de 2024. Venture Global incrementó sus beneficios de 1.700 a 2.800 millones de dólares maximizando la capacidad de Calcasieu Pass LNG y Plaquemines LNG. EQT alcanzó 3.300 millones de dólares de ganancia tras adquirir activos de Chevron y Equitrans, reduciendo su deuda neta de 9.000 a 5.000 millones. Expand Energy (ex Chesapeake) revirtió una pérdida de 700 millones en 2024 a una ganancia de 3.300 millones, duplicando su producción a 7.400 millones de pies cúbicos diarios.
Tres dinámicas estructurales que explican el ascenso
La primera dinámica es la consolidación de activos de bajo costo. Las empresas que lograron integrar yacimientos ya amortizados o adquiridos en ciclos anteriores, como los de BP en el Golfo de México y Azerbaiyán, han podido operar con rentabilidad aun cuando los precios no superan los 80 dólares. Esto contrasta con la depreciación masiva de reservas que sufrieron en 2022 y 2024, cuando el crudo barato volvió antieconómica la extracción.
La segunda es la demanda estructural de gas para centros de datos de inteligencia artificial y relocalización manufacturera. Según Bryce Erickson de Mercer Capital, el gas natural se consolida como opción de crecimiento más amplia que el GNL tradicional, atrayendo compradores estratégicos dispuestos a pagar primas por activos de primera categoría. Esta demanda no depende de la recuperación económica general, sino de la expansión tecnológica sostenida.
La tercera reside en la gestión financiera disciplinada. Meg O’Neill en BP y Toby Rice en EQT priorizaron la reducción de deuda y la optimización de portafolios sobre la expansión agresiva. Esta estrategia permitió que las acciones de BP subieran 27% y las de EQT escalaran 529 puestos en el ranking a pesar de la volatilidad de precios.
Perspectivas divergentes entre actores del sector
Los ejecutivos de las compañías que ascendieron ven la crisis como una oportunidad de consolidación. La nueva CEO de BP eliminó cargos por deterioro y aceleró proyectos en Trinidad y Australia. En cambio, directivos de Occidental Petroleum enfrentan la carga de 8.000 millones en acciones preferentes de Berkshire Hathaway que generan 680 millones anuales en dividendos perpetuos. Vickie Hollub se retiró en junio dejando a Richard Jackson la tarea de gestionar una deuda aún elevada de 14.000 millones tras la venta de OxyChem.
Los analistas de Wall Street mantienen posturas matizadas. Neal Dingmann de William Blair proyecta que Diamondback Energy alcanzará 17 dólares por acción en 2026 una vez superado el cargo por deterioro de reservas, con un PER futuro de 11. Sin embargo, advierte que la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos se encuentra en solo 340 millones de barriles, el nivel más bajo desde 1983, lo que aumenta la vulnerabilidad ante nuevos choques de oferta.
Riesgos latentes y escenarios futuros
El principal riesgo es la reversión de precios si el estrecho de Ormuz permanece abierto y la producción estadounidense de fracking responde con rapidez. El número de plataformas activas en Norteamérica solo creció 7% hasta 740, insuficiente para absorber una demanda reprimida sostenida. Otro riesgo proviene de la transición energética: las empresas que dependan exclusivamente de crudo pesado o arenas bituminosas enfrentarán presiones regulatorias y de financiamiento si los fondos de inversión endurecen criterios ESG.
A mediano plazo, la combinación de demanda de gas para IA y la limitada capacidad de oleoductos en Alberta sugiere que las compañías con proyectos ya autorizados y de bajo punto de equilibrio mantendrán ventaja. Sin embargo, cualquier nuevo deterioro geopolítico podría elevar nuevamente los precios por encima de 100 dólares, beneficiando a quienes conserven reservas flexibles y balances saneados. La volatilidad estructural, más que un desequilibrio temporal, parece ser el nuevo estado normal del sector.
