Egipto y Aramco adaptan su plan energético por la guerra de Irán

La guerra de Irán ha provocado que el coste de las importaciones de gas natural licuado (GNL) en Egipto se duplique, elevando el precio de un solo cargamento hasta superar los 100 millones de dólares desde septiembre, lo que supone un incremento de hasta el 100%. Ante esta situación, El Cairo se ha visto obligado a posponer la recepción de cargamentos hasta el año 2027 y a quemar fuelóleo pesado en sus centrales de generación eléctrica para contener su factura energética. Al mismo tiempo, en un contexto de estrangulamiento de la oferta en Oriente Próximo que ha encarecido las materias primas, la compañía estatal Saudi Aramco está acelerando sus planes de incremento de la producción de crudo y su estrategia de gas natural para hacer frente a una mayor demanda estacional y estructural.

1. El declive de la produccion interna de Egipto

Para entender cómo Egipto ha llegado a esta situación de vulnerabilidad, es necesario mirar hacia su producción interna de gas. Históricamente autosuficiente, la producción de gas del país africano ha experimentado una caída constante desde finales de 2021. La producción nacional promedió 4,87 bcf/d —mil millones de pies cúbicos al día— en 2024, lo que representó el nivel más bajo en ocho años. Lejos de recuperarse, las cifras bajaron a unos 4 bcf/d en la segunda mitad de 2025, y descendieron hasta los 3,63 bcf/d en agosto de este año.

Los yacimientos más antiguos están perdiendo capacidad a un ritmo aproximado de 120 mmcfd —millones de pies cúbicos al día— cada mes, un declive geológico que la puesta en marcha de nuevos pozos no ha logrado compensar. En julio, por primera vez desde que existen registros oficiales, Egipto importó más gas del que fue capaz de producir. Aunque las importaciones directas disminuyeron ligeramente en agosto a 3,44 bcf/d, esta cifra representa casi la mitad de lo que consume el país.

2. El mecanismo de estrangulamiento de costes

El mecanismo que conecta el conflicto bélico de Irán con las finanzas de Egipto y los planes de Arabia Saudí reside en la disrupción de las rutas de suministro y los contratos en Oriente Próximo. En situaciones de tensión bélica, los fletes marítimos se encarecen y los proveedores aplican primas de riesgo adicionales al transporte de combustibles.

Un ejemplo de este impacto es la decisión de la compañía estatal QatarEnergy, que mantiene sus entregas de GNL bajo la cláusula de fuerza mayor desde el mes de abril. El pasado 28 de octubre, la empresa extendió esta situación de exención hasta finales de diciembre. La fuerza mayor es una disposición legal que exime a una empresa de cumplir con sus compromisos de entrega de manera temporal debido a circunstancias imprevistas y fuera de su control.

Ante la falta de cargamentos regulares y estables, El Cairo ha tenido que recurrir al mercado al contado, donde los precios se han disparado. Para mitigar este gasto, la corporación estatal egipcia EGPC compró seis cargamentos de fuelóleo con alto contenido en azufre para su entrega entre noviembre y diciembre. El fuelóleo pesado es un residuo denso del proceso de refinado del petróleo que resulta más barato pero mucho más contaminante que el gas natural. Las importaciones egipcias de este combustible han ido en aumento desde abril, superando las 640.000 toneladas solo en el mes de octubre.

La factura total de importación de petróleo y gas del país aumentó en casi 5.000 millones de dólares en el año fiscal finalizado el 30 de junio, alcanzando un total de aproximadamente 35.000 millones de dólares. El Ministerio de Petróleo egipcio había presupuestado 10.100 millones de dólares para importaciones de GNL en el año fiscal que comenzó el 1 de julio, pero ya había consumido 5.800 millones de dólares de esa partida para el 6 de octubre. De hecho, ha destinado unos 1.000 millones de dólares únicamente para cubrir los cargamentos del mes de noviembre.

3. Datos clave del sector energetico en la region

• Precio del GNL: El precio de un solo cargamento para Egipto se ha incrementado un 100% desde septiembre, superando los 100 millones de dólares.
• Déficit de producción: La producción doméstica cayó a 3,63 bcf/d en agosto, frente a un declive natural de los yacimientos de 120 mmcfd al mes.
• Estructura de importación: Egipto importó 3,44 bcf/d en agosto, que se desglosan en 2,24 bcf/d de GNL y 1,20 bcf/d por gasoducto desde el yacimiento israelí de Leviathan, operado por socios que mantienen un acuerdo de exportación de 35.000 millones de dólares hasta 2040.
• Deuda liquidada: El Cairo saldó 6.100 millones de dólares en atrasos acumulados con empresas energéticas extranjeras en junio para restaurar la confianza operativa.
• Gasto en renovables: Según estimaciones del Ministerio de Finanzas, cada gigavatio (GW) —unidad de potencia eléctrica equivalente a mil millones de vatios— de capacidad solar, eólica o nuclear ahorra a Egipto unos 250 millones de dólares en importaciones de gas.

4. Que significa esta situacion para el inversor

Para un inversor particular, la crisis de suministro en Egipto y los planes de contingencia de Arabia Saudí sirven para analizar cómo el riesgo geopolítico altera las estructuras de costes corporativos. Los retrasos en los pagos a proveedores que sufrió Egipto en el pasado demuestran que invertir en proyectos de mercados emergentes de alta inestabilidad puede inmovilizar el capital de los operadores.

No obstante, la liquidación de los atrasos de 6.100 millones de dólares en junio ha desbloqueado compromisos de inversión privada por valor de más de 19.000 millones de dólares para los próximos tres años: 8.000 millones de Eni, 5.000 millones de BP, 4.000 millones de Apache y 2.000 millones de Arcius Energy. Grandes corporaciones multinacionales como Eni, BP, Chevron y Shell tienen una fuerte exposición a estos desarrollos.

Por ejemplo, Eni comenzó en julio la producción de unos 55 mmcfd en su pozo Nidoco N-2 en el delta del Nilo, y su filial conjunta Agiba Petroleum inició el arranque de la planta Meleiha Fase 2 con una capacidad de 100 mmcfd el pasado 20 de octubre. Por su parte, BP puso en funcionamiento el pozo Fayoum-4 en el delta del Nilo Occidental a finales de agosto con un rendimiento de 80 mmcfd. Los inversores en estas compañías deben sopesar si los elevados costes de exploración en aguas profundas —como los 88 millones de dólares comprometidos por Chevron para el bloque Lotus a profundidades de hasta 2.800 metros— se verán compensados por los descubrimientos o si el declive geológico regional neutralizará estos esfuerzos.

5. Tres posibles escenarios de futuro

La evolución de la crisis energética y de los mercados de Oriente Próximo dependerá de tres vías de desarrollo principales:

• Escenario A: Exito de la exploracion y contencion del declive. El Ministerio de Petróleo egipcio tiene como objetivo alcanzar la autosuficiencia de petróleo y gas para el año 2030. El ministro Karim Badawi se comprometió a añadir unos 330 mmcfd de gas doméstico para finales de 2026, incluyendo 250 mmcfd de los yacimientos mediterráneos de Zohr y West Mina, y unos 80 mmcfd de Meleiha. Además, Shell tiene previsto iniciar la producción de su yacimiento Mina West (120 mmcfd) antes de que termine el año. Si estas puestas en marcha y los nuevos descubrimientos —como el pozo Nargis-2 de Chevron, que confirmó un depósito estimado originalmente en 3,5 tcf (billones de pies cúbicos)— logran frenar el declive, las importaciones de GNL se reducirán, aliviando las finanzas del país.
• Escenario B: Prolongacion del conflicto y dependencia de alternativas. Si la guerra en Irán persiste y bloquea o encarece el tráfico de mercancías en el Golfo Pérsico, las entregas de QatarEnergy podrían seguir bajo declaración de fuerza mayor de forma indefinida. En este caso, Egipto se verá obligado a mantener el aplazamiento de sus cargamentos de GNL previstos para noviembre hacia el año 2027 y a continuar importando fuelóleo pesado en volúmenes elevados para evitar apagones eléctricos.
• Escenario C: Aceleracion de la transicion hacia las energias limpias. Egipto ha decidido adelantar su objetivo de energías renovables al año 2028, desde el objetivo inicial fijado para 2030. El país contaba con una capacidad instalada de 9,5 GW en julio y planea alcanzar los 11,2 GW en diciembre, elevando el almacenamiento de baterías de 500 MWh a 1,2 GWh. La entrada en operación comercial de plantas como la solar Obelisk de Scatec (564 MW) en agosto, el inicio de las pruebas de Abydos 2 de Amea Power (1 GW) en septiembre y el acuerdo con la empresa china SANY Renewable Energy para una fábrica de turbinas eólicas y un parque de 2 GW podrían acelerar el desplazamiento del gas natural en el mix eléctrico nacional.