Petróleo en auge y transición en pausa: cómo la crisis energética redefine la tesis de inversión en renovables

El salto del crudo, las tasas elevadas y el mayor costo de financiamiento ampliaron la brecha de desempeño entre las petroleras y buena parte del sector renovable. En ese escenario, los inversores comenzaron a exigir mayor rentabilidad, contratos más sólidos y proyectos capaces de sostenerse con un costo de capital más alto.

La crisis energética global reordenó el atractivo relativo entre hidrocarburos y energías renovables.

En 2026, se profundizó una tendencia que ya venía tomando forma en los últimos años. Mientras las empresas vinculadas al petróleo y al gas mejoraron notablemente sus resultados y desempeño bursátil, buena parte de las compañías asociadas a las energías renovables quedó rezagada.

Las petroleras integradas y las firmas vinculadas a perforación subieron alrededor de 40% en lo que va del año, mientras que las refinerías, las grandes ganadoras de la crisis energética, avanzaron cerca de 120%. En contraste, algunas acciones de energías renovables llegaron a caer hasta 15% durante el primer semestre y la inversión global en tecnologías limpias retrocedió 17% interanual, con una baja del 49% en China, una de las principales fuentes del crecimiento y desarrollo tecnológico de la industria.

Una parte importante de esa brecha estuvo directamente vinculada con la fuerte suba del petróleo y las disrupciones sobre la oferta global de energía. El Brent pasó de niveles cercanos a u$s56 por barril a comienzos del año a superar los u$s100 y alcanzar picos próximos a u$s115, en un contexto marcado por los conflictos en Medio Oriente, las restricciones sobre el estrecho de Ormuz y los ataques contra infraestructura energética.

Ese escenario elevó el valor del crudo, mejoró las perspectivas de rentabilidad de buena parte de la industria petrolera y volvió más atractivos esos activos frente a otras alternativas dentro del sector energético.

Al mismo tiempo, esa mejora relativa coincidió con un escenario mucho más exigente para las renovables. Las tasas elevadas encarecieron el financiamiento de nuevos proyectos, mientras varias grandes petroleras redujeron sus compromisos en energías limpias y volvieron a priorizar sus negocios tradicionales, desplazando parte del capital hacia activos con mayor generación de caja y retornos más inmediatos.

De esta forma, el nuevo escenario abrió una discusión que atraviesa la tesis de inversión en el sector, ya que la cuestión pasa por determinar cuánto de esta diferencia responde a la coyuntura actual y cuánto puede modificar de manera más permanente las estrategias de inversión entre petróleo, gas y energías renovables.

Para Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios en Martínez de Hoz & Rueda, el cambio en las condiciones del mercado no implica que la transición energética se haya detenido. "Más que retrasarla, la está recalibrando", señalaron.

Por un lado, identificaron un componente coyuntural vinculado con el conflicto en Medio Oriente y las restricciones sobre Ormuz, que impulsaron el precio del crudo y mejoraron las valuaciones del upstream y, especialmente, del refino. Sin embargo, consideraron que ese efecto podría revertirse con rapidez si disminuyen las tensiones sobre la oferta.

Al mismo tiempo, los especialistas advirtieron un cambio más profundo en la forma en que se asigna el capital. Los inversores dejaron de premiar la transición solamente como una promesa y comenzaron a exigir rentabilidad concreta, balances sólidos y mayor disciplina financiera. En paralelo, varias grandes petroleras redujeron sus metas de inversión en renovables para volver a concentrarse en sus negocios tradicionales.

A esta dinámica se sumó la cuestión de la seguridad energética. Según Azzarri y Blanco, la crisis expuso el riesgo de depender de un único proveedor o de distintos países que comparten una misma vía de evacuación, una preocupación que volvió a ganar lugar en las decisiones de los gobiernos.

Sin embargo, la demanda de energía limpia sigue creciendo. En relación a este tema, Martín Mejía, analista de la Oficina de Inversiones de Cohen, destacó que, después de un primer semestre débil, las renovables recuperaron terreno durante la segunda mitad del año ante el fuerte aumento del consumo eléctrico de los centros de datos vinculados con inteligencia artificial. En ese sentido, el crecimiento de la demanda obliga a sumar generación con rapidez y vuelve a sostener oportunidades para el sector.

El desarrollo de los data centers impulsa una nueva ola de demanda eléctrica para las energías renovables.

Así, el cambio no pasa por una interrupción de la transición, sino por una mayor exigencia sobre los proyectos capaces de captar capital.

Más allá de la suba del petróleo, las condiciones financieras también jugaron un papel central en la diferencia de desempeño.

Azzarri y Blanco explicaron al respecto, que un parque solar o eólico concentra gran parte de la inversión durante su etapa inicial y recupera ese desembolso a lo largo de 10 o 15 años, generalmente mediante ingresos relativamente estables. Por eso, cuando suben las tasas, aumenta la tasa de descuento aplicada a esos flujos y disminuye el valor económico del proyecto.

En cambio, un activo petrolero puede recuperar la inversión en menos tiempo y, además, aumentar sus ingresos cuando sube el precio del crudo. La diferencia es especialmente relevante frente a proyectos renovables que venden energía mediante contratos de compraventa de energía a largo plazo a precios previamente establecidos.

A su vez, el sector de energía limpia enfrentó otros obstáculos. En algunos mercados, la elevada generación solar durante determinadas horas llevó los precios mayoristas a niveles muy bajos e incluso negativos, mientras que la falta de capacidad de transmisión limitó el despacho. También incidieron cambios en subsidios y créditos fiscales, demoras en permisos y conexiones a las redes, y una sobreoferta de paneles que presionó los márgenes de los fabricantes.

La sobreoferta de paneles solares presionó los márgenes de los fabricantes en un contexto de financiamiento más caro.

Del lado petrolero, en cambio, la fuerte generación de caja permitió a las compañías integradas sostener dividendos y recompras de acciones, otro factor valorado por el mercado en períodos de mayor incertidumbre.

Por eso, la divergencia entre ambos sectores no se explica solamente por un barril más caro. También refleja que las energías renovables quedaron más expuestas a un costo de capital elevado, mientras los hidrocarburos combinaron mejores precios, generación de caja y retornos más inmediatos.

La crisis tampoco tuvo un impacto uniforme dentro de cada sector. Entre las compañías de hidrocarburos, Azzarri y Blanco identificaron al refino como uno de los principales beneficiados, debido al aumento de los márgenes de los combustibles provocado por las disrupciones logísticas y las restricciones sobre las rutas de abastecimiento.

También quedaron mejor posicionadas las petroleras integradas, las empresas de servicios de perforación y los exportadores de GNL. A su vez, el midstream ganó atractivo por su exposición a ductos, almacenamiento y procesamiento, negocios que suelen contar con contratos de largo plazo y una demanda más estable.

En el otro extremo, el segmento solar estuvo entre los más afectados, especialmente entre fabricantes y desarrolladores con elevados niveles de deuda. La eólica offshore también sufrió por el aumento de costos y la cancelación o renegociación de proyectos.

Sin embargo, las renovables tampoco se movieron como un bloque. El almacenamiento mediante baterías, la transmisión eléctrica y los generadores con contratos firmes con grandes consumidores, como centros de datos, industrias o compañías mineras, mostraron una mayor resistencia.

Mejía pone como termómetro de esa recuperación al iShares Global Clean Energy ETF (ICLN), que reúne compañías solares, eólicas, hidroeléctricas y utilities de energía limpia de más de 20 países. Según el analista, el fondo acumula una suba cercana al 27% en 2026 y un avance de entre 17% y 18% en los últimos 12 meses hasta mediados de septiembre.

First Solar, una de la principales posiciones del ETF ICLN, cayó 25% en lo que va del año.

Sin embargo, cuando se amplía el horizonte aparece con mayor claridad el cambio en la rentabilidad relativa. Una inversión de u$s1.000 realizada cinco años atrás en el ETF petrolero XLE habría alcanzado cerca de u$s2.487, mientras que la misma suma colocada en el ICLN habría terminado en torno a u$s889.

La comparación muestra que el mercado no abandonó a las energías limpias, pero sí comenzó a diferenciar con mayor precisión qué proyectos pueden sostener sus retornos frente a condiciones financieras más exigentes.

En este contexto, la estrategia tampoco necesariamente pasa por elegir entre hidrocarburos y renovables.

Azzarri y Blanco observan una tendencia hacia carteras mixtas, donde los activos de petróleo y gas aportan generación de caja, mientras los negocios eléctricos ofrecen exposición al crecimiento de la demanda de largo plazo.

A su vez, otro foco aparece en la infraestructura necesaria para sostener esa expansión. Allí se encuentran la transmisión eléctrica, el almacenamiento, el gas como respaldo de fuentes intermitentes y las soluciones destinadas a grandes consumidores de energía.

Además, las valuaciones deprimidas de determinados activos renovables pueden abrir oportunidades para inversores con capital disponible. Algunos desarrolladores necesitan desprenderse de proyectos, lo que permite ingresar a valuaciones más bajas que las observadas durante el auge de inversiones de los últimos años.

Sin embargo, el cambio más importante podría darse en la forma de estructurar esas inversiones. Según Azzarri y Blanco, hacia adelante tendrán mayor peso los contratos de largo plazo con buenas contrapartes, las coberturas de tasa y moneda, la estabilidad regulatoria y una asignación clara de los riesgos.

"Ya no alcanza con que un proyecto sea verde, tiene que ser financiable", resumieron.

En ese sentido, la recuperación observada durante la segunda mitad del año no elimina los desafíos que enfrenta el sector, pero sí muestra que la demanda sigue presente cuando existen proyectos capaces de ofrecer retornos y contratos previsibles.

Para los inversores argentinos, además, Mejía destacó que el ICLN cotiza como Cedear en BYMA, por lo que permite tomar exposición en pesos a una cartera global vinculada con la transición energética.

Vaca Muerta y las renovables enfrentan el mismo desafío: ampliar infraestructura para sostener nuevas inversiones.

Para Argentina, el cambio en la dinámica energética global llega mientras Vaca Muerta alcanza nuevos máximos de producción. La extracción nacional se acercaría a los 900.000 barriles diarios en 2026, con el shale explicando alrededor del 70% del total y la producción no convencional creciendo cerca de 28% interanual.

Para Azzarri y Blanco, los altos precios mejoran los ingresos de las operadoras y la generación de divisas, mientras la búsqueda de proveedores alejados de zonas de conflicto puede favorecer a Argentina como origen alternativo de crudo y, a futuro, de GNL. En ese escenario, ganan relevancia los productores exportadores, el midstream y la cadena de servicios de Neuquén, mientras el RIGI aporta mayor previsibilidad para inversiones de largo plazo.

Sin embargo, el atractivo de Vaca Muerta no depende únicamente de la cotización actual del crudo. Los especialistas remarcaron que la formación ya es competitiva con precios inferiores y que el principal desafío pasa por ampliar la infraestructura necesaria para evacuar una producción creciente. En ese punto aparecen proyectos como LLL Oil, con una inversión prevista de u$s25.000 millones, y el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), destinado a ampliar la capacidad exportadora de la cuenca.

Esa misma lógica de inversión también atraviesa al sector eléctrico. Así como Vaca Muerta necesita infraestructura para transformar mayores niveles de producción en exportaciones, las renovables requieren capacidad de transmisión, almacenamiento y contratos que aseguren demanda de largo plazo. En ese sentido, la expansión del MATER, que permite a grandes consumidores contratar energía renovable directamente con los generadores, puede sostener nuevos proyectos de este estilo, aunque la falta de transporte continúa siendo uno de los principales límites.

De esta forma, el caso argentino refleja la discusión que atraviesa al mercado energético global. Más que una elección entre hidrocarburos y renovables, el nuevo escenario eleva las exigencias sobre cada inversión. Con tasas altas y mayores riesgos geopolíticos, los proyectos con rentabilidad, contratos previsibles, infraestructura y seguridad de abastecimiento parten con ventaja.

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