Los ataques de Estados Unidos e Israel a Irán, que iniciaron a principios de marzo, generaron una nueva tensión geopolítica a nivel global y han sacudido los mercados energéticos.
Apenas iniciada la escalada bélica, los precios del gas natural en el mercado holandés, referencia europea, marcaron fuertes aumentos, superiores al 40 %. Además, se estima que, si el conflicto se alarga en el tiempo, el precio del petróleo podría superar los 100 dólares, hecho que representaría un incremento de más del 37 % respecto al precio que tenía apenas un día antes de estallar el conflicto. El precio máximo del barril de Brent se situó en los 146,08 dólares el 3 de julio de 2008.
También preocupa la operación logística por las restricciones que se podrían presentar en el estrecho de Ormuz. Por allí pasa el 20 % de la producción mundial de petróleo.
Un incremento en el precio del crudo podría impulsar la inflación mundial que, si se da en un escenario de 100 dólares por barril, podría representar entre 0,6 y 0,7 puntos porcentuales a la inflación global.
Ante las preocupaciones globales sobre el futuro de estos commodities, en especial del gas natural, la calificadora Fitch Ratings advirtió que la incertidumbre sobre este precio derivada del conflicto con Irán podría generar presión sobre las ganancias a corto plazo de las empresas de servicios públicos de México y Colombia, aunque agregó que el impacto en la calificación debería ser limitado para la mayoría de los emisores debido a los mecanismos regulatorios de transferencia de costos.
Según Fitch Ratings, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en México y los grandes generadores hidroeléctricos colombianos, entre los que se incluyen Empresas Públicas de Medellín (EPM), Enel Colombia e Isagen, podrían verse sometidos a una presión sobre los márgenes, ya que el aumento de los precios del gas natural hace subir los precios de la electricidad, especialmente durante las estaciones secas. Los márgenes también podrían verse afectados por movimientos adversos en el mercado de divisas.
La calificadora advirtió que, en Colombia, la presión sobre los márgenes podría intensificarse si estos factores coinciden con un posible fenómeno de El Niño en el segundo semestre de 2026, cuya probabilidad se ubica entre el 50 % y el 60 %, “ya que el margen entre la demanda y la oferta de energía en el país se está reduciendo de forma crítica. La tensión sobre el capital circulante y la compresión de los márgenes podrían debilitar los indicadores de apalancamiento y reducir el margen frente a las sensibilidades negativas de la calificación, aunque el traspaso de las tarifas debería limitar el impacto crediticio”.
El caso mexicano enfrenta una presión inmediata, ya que más del 60 % de su generación de energía depende del gas natural, del cual más del 70 % se importa de Estados Unidos. Fitch estima que los márgenes Ebitda de la CFE podrían reducirse si la empresa compra gas a precios elevados. La CFE implementó un programa de cobertura de materias primas para mitigar esta exposición; en diciembre de 2025, las coberturas financieras de gas natural de la CFE representaban el 64,5 % del consumo diario anual. Además, el gobierno compensa parcialmente las tarifas de los clientes agrícolas y residenciales de bajo consumo mediante subsidios y aumentos graduales de las tarifas; sin embargo, este apoyo no es inmediato.
Para los generadores colombianos, asegura Fitch, el riesgo es “agravado” por la fuerte dependencia del país de la generación hidroeléctrica, que comprende aproximadamente el 70 % de la matriz energética; el 30 % restante se divide entre la generación térmica y las energías renovables no convencionales, principalmente la solar.
“Durante los periodos de sequía, se activa la señalización de los precios de mercado y las empresas pueden verse obligadas a comprar energía térmica a un costo más elevado en el mercado al contado, especialmente si se produce un fenómeno de El Niño en el segundo semestre de 2026, para cumplir con sus obligaciones contractuales”, afirma Fitch.
La calificadora destaca que EPM, Enel Colombia e Isagen, con carteras de generación basadas en más del 75% en energía hidroeléctrica, se encuentran “en general bien posicionadas” para soportar condiciones de sequía. “Su estrategia comercial alinea ampliamente las posiciones contractuales con sus obligaciones de energía firme, lo que limita la necesidad de comprar energía en el mercado al contado, incluso cuando la generación disminuye. Históricamente, entre el 70 % y el 80 % de su producción total de energía ha sido contratada, lo que les permite superar períodos de sequía severa sin comprometer su solidez crediticia”, explica el informe.
Sin embargo, Fitch espera que la rentabilidad se vea sometida a presión, en un escenario de tensión, caracterizado por un aumento significativo de los precios junto con condiciones de sequía severas que provocan un aumento de los precios marginales de la electricidad y una mayor exposición al mercado al contado debido a la reducción de la generación.
“Además, podrían aumentar las necesidades de capital circulante, que ya se enfrentan a presiones por los retrasos en los pagos de la empresa distribuidora Air-e, dada su débil situación financiera. Es probable que estas necesidades se financien con deuda adicional, lo que aumentaría el apalancamiento. El apalancamiento de EPM e Isagen, de alrededor de 3,0x y 3,5x, respectivamente, proporciona un margen moderado a ajustado con respecto a sus sensibilidades negativas de calificación. Enel Colombia, por su parte, se enfrenta a un riesgo menor, dada la solidez de sus métricas crediticias iniciales”, afirma Fitch.
Las empresas de transporte y distribución de ambos países, entre ellas Infraestructura Energética Nova, Esentia Gas Enterprises, Transportadora de Gas Internacional (TGI), Naturgy México, Vanti y Gases del Caribe deberían ver un impacto mínimo en su calificación. Sus marcos regulados permiten, en general, el traspaso íntegro de los costos de las materias primas a los usuarios finales, lo que desplaza el riesgo de la compresión de los márgenes hacia el volumen y el rendimiento de la recaudación. La consideración crediticia clave es si los aumentos sostenidos de las tarifas podrían debilitar las tasas de cobro o reducir la demanda industrial, aunque la experiencia histórica sugiere que estos efectos son manejables en los niveles de calificación actuales.
Fitch monitoreará la utilización del capital circulante, los plazos de ajuste de las tarifas, los niveles de los embalses y la exposición al mercado al contado hasta el tercer trimestre de 2026. La entidad podría considerar la posibilidad de tomar medidas de calificación si los precios del gas se mantienen elevados durante más de 12-18 meses, si los indicadores crediticios clave superan las sensibilidades negativas durante más de dos trimestres consecutivos, o si la gravedad de El Niño supera los eventos pasados durante una escasez de suministro sin precedentes y una mayor demanda.