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KNLF Energy Maps · N.º 1 · Energía África–Estados Unidos
La red de gas de África apenas existe. La oportunidad no está en el subsuelo: está en el contrato.
Un mapa casi en blanco no es una advertencia. Es un proyecto totalmente nuevo, y las condiciones que se fijen al principio determinarán durante décadas a quién sirve la red.
Al crecer en Camerún, y más tarde en Gabón, aprendí muy pronto que una cocina de gas era un lujo. La mayoría de los hogares a nuestro alrededor cocinaba con carbón vegetal y leña. Todavía veo a mi madre al amanecer, inclinada sobre el fogón, con el humo arrancándole lágrimas mientras soplaba con paciencia sobre las brasas para mantener viva una llama obstinada. Y los hogares que podían permitirse una cocina de gas vivían la misma frustración: una bombona vacía y ninguna recarga a la vista, a veces durante días, porque el suministro sencillamente no llegaba a las estanterías.
Décadas después, la ironía es difícil de ignorar. África produce gas en abundancia y, sin embargo, más de un tercio se exporta, mientras casi mil millones de africanos siguen cocinando como lo hacían mis vecinos.
La razón no es geológica. La red de gas de África apenas existe, y las condiciones que decidirán a quién sirve —primero a los hogares o primero a los buques— se están redactando ahora mismo en contratos de reparto de producción, acuerdos de gasoductos y normas de suministro al mercado interno.
En esta primera edición de KNLF Energy Maps, examino el mapa vacío, los proyectos que van tomando forma y las tres palancas jurídicas que decidirán si el gas de África llega por fin a las cocinas africanas.
La oportunidad, en cuatro cifras
- 3× — África tiene aproximadamente tres veces la superficie de Estados Unidos.
- ~480.000 km — de gasoductos de transporte en Estados Unidos, en un territorio equivalente a un tercio del de África. El interior de África es en gran medida un mapa en blanco.
- ~1.000 millones — de africanos siguen cocinando con carbón vegetal y leña, una carencia que la AIE vincula a unas 815.000 muertes prematuras al año.
- > un tercio — del gas que produce África se exporta, por buque y por gasoducto submarino, mientras el mercado interno sufre escasez.
África es tres veces más grande que Estados Unidos. Observe su red de gas: un puñado de líneas transfronterizas a lo largo del Mediterráneo y del golfo de Guinea, un corredor en el sur, algunas redes nacionales y terminales de GNL en la costa que cargan buques para compradores situados al otro lado de un océano. Estados Unidos opera unos 480.000 km de gasoductos de transporte en un territorio equivalente a un tercio de la superficie de África. El interior de África es, en su mayor parte, un mapa en blanco.
Un mapa en blanco puede leerse de dos maneras. Puede disuadirle. O puede indicarle que las redes aún no se han construido —y que las redes de infraestructura se construyen una sola vez, al principio, en condiciones que perduran durante una generación—. Quién llega primero, y cómo se estructura el acuerdo, decide a quién servirá finalmente la red. No es una promesa de rentabilidad. Es una afirmación sobre el orden de los factores: el contrato va antes que el gasoducto.
La demanda no está en duda. Más de un tercio del gas que África produjo en un año reciente salió del continente —por buque como GNL y por gasoducto submarino hacia Europa— mientras el mercado interno sufría escasez (Energy Institute, Statistical Review of World Energy, 2024). Unos mil millones de africanos siguen cocinando con carbón vegetal y leña, una carencia que la AIE vincula a unas 815.000 muertes prematuras al año, y no se prevé el acceso universal a la cocina limpia antes de 2040, ni siquiera en un escenario de inversión acelerada (AIE, 2025). Nigeria, que posee las mayores reservas de gas de África, exportó alrededor del 46 % del gas que efectivamente produjo en febrero de 2026, mientras sus propias centrales eléctricas sufrían escasez (THISDAY, con datos de la NUPRC). Egipto, que construyó dos plantas de exportación de GNL, se convirtió en un importador récord de GNL en 2025 —unos 9 millones de toneladas métricas en 129 cargamentos, su año más alto— a medida que el yacimiento de Zohr y otras fuentes nacionales declinaban (S&P Global Platts).
Los proyectos son reales, y están en una fase temprana
- El Gasoducto Nigeria–Marruecos (Gasoducto Atlántico Africano): un costo estimado de 25.000–27.000 millones de dólares, unos 6.000 km, hasta 30.000 millones de m³ al año. Los jefes de Estado de la CEDEAO firmaron el acuerdo intergubernamental en julio de 2026; se están constituyendo una sociedad del proyecto y una autoridad del gasoducto para preparar una decisión final de inversión. Marruecos se ha dirigido al EXIM Bank de Estados Unidos —que confirmó conversaciones en fase inicial— y al Banco Mundial (Semafor; Ecofin).
- El Gasoducto Transahariano (Nigeria–Níger–Argelia), 10.000–13.000 millones de dólares: la construcción ha comenzado en el tramo argelino (2026); el segmento de Níger está previsto para 2027, y el tramo nigeriano avanza por separado (Pipeline & Gas Journal).
- Se está creando un nuevo Banco Africano de Energía (Africa Energy Bank; APPO y Afreximbank), con un capital inicial de unos 5.000 millones de dólares, para financiar proyectos ante los cuales los prestamistas internacionales se han vuelto selectivos (antecedentes).
- En materia de cocina limpia, se comprometieron 2.200 millones de dólares en la cumbre de 2024; a mayo de 2026, se habían desembolsado casi 740 millones de dólares en casi 30 países (AIE).
El gas está ahí. Lo que falta es la arquitectura —y gran parte de esa arquitectura se escribe en leyes y contratos.
Por qué el mapa sigue vacío
No es porque falte el gas. Las restricciones determinantes son jurídico-comerciales —y, francamente, no son los únicos riesgos en juego—. Empecemos por lo que la estructuración jurídica sí puede cambiar:
- Bancabilidad. Ningún proyecto continental ha alcanzado una decisión final de inversión sin reservas. Los prestamistas son selectivos con la infraestructura de combustibles fósiles, y las cuestiones pendientes son contractuales: compra ancla (anchor offtake), asignación del riesgo de tránsito y del riesgo soberano, secuenciación de la construcción (Pipeline Journal).
- Riesgo de compra y de demanda. Tanzania LNG lleva más de una década en negociaciones sin una decisión final de inversión (Energy Intelligence). El proyecto Fortuna FLNG de Guinea Ecuatorial es el pariente aleccionador: contaba con un comprador con contrato firmado, pero se estancó cuando se vino abajo su financiación —la compra y la financiación son filtros distintos, y un proyecto necesita ambos.
- Fragmentación jurídica. Un gasoducto que atraviesa una docena de jurisdicciones de África Occidental debe conciliar una docena de regímenes regulatorios, normas de tránsito y sistemas de resolución de controversias —el tipo de armonización para el que está concebida nuestra práctica en transacciones África–Estados Unidos y en contratos.
- Distorsiones de precios. El precio base interno del gas para el sector eléctrico de Nigeria ronda los 2,18 USD/MMBtu (fijado por la NMDPRA, vigente desde abril de 2026) —por lo que los productores, de forma racional, exportan, y el cumplimiento de la entrega al mercado interno se sitúa en torno al 65 % de la obligación (Arise, con datos de la NUPRC).
A continuación, digamos con claridad lo que la estructuración no puede cambiar. La seguridad en el Sahel y en el golfo de Guinea, el riesgo político y el de los países de tránsito, la exposición cambiaria y soberana, la gobernanza y la diligencia debida anticorrupción, así como la cuestión a largo plazo de la transición energética, quedan en gran medida fuera de cualquier contrato. Una estructuración jurídica sólida puede reducir el riesgo jurídico y comercial y establecer los controles de cumplimiento y antisoborno que hacen financiable un proyecto; no puede eliminar el riesgo de inversión, garantizar la financiación ni neutralizar la geopolítica. Esas barreras son también el factor diferenciador. Son jurídicas, no geológicas —y esa es precisamente la parte en la que trabaja una firma de estructuración.
Tres palancas jurídicas deciden si un proyecto se construye para durar
1. Obligaciones de suministro interno con fuerza vinculante —y un precio que funcione. La Ley de la Industria Petrolera de Nigeria (Petroleum Industry Act, art. 110) permite al regulador fijar obligaciones de entrega de gas al mercado interno, respaldadas por una penalización por incumplimiento de 3,50 USD/MMBtu en virtud del art. 110(8) (NUPRC Domestic Gas Delivery Obligation Regulations, 2022). Una obligación solo funciona si el precio interno hace que la entrega valga más que el cargamento de exportación. El precio es el acuerdo —por eso los contratos de venta de gas y los acuerdos con el Estado anfitrión se sostienen o se hunden por las cifras de sus anexos.
2. Reservar el gas para el mercado interno antes de firmar el contrato de exportación. Un Estado que desvía gas que está contractualmente obligado a entregar se expone a responsabilidad en virtud de tratados: en Unión Fenosa Gas c. Egipto, un tribunal del CIADI concedió unos 2.010 millones de dólares en virtud del tratado de inversión España–Egipto tras el corte del suministro a la planta de Damietta (CIADI ARB/14/4; la controversia se dio posteriormente por concluida) (Natural Gas World). La reserva para el mercado interno debe figurar desde el principio en el contrato de reparto de producción, no en una renegociación una vez comprometido el capital.
3. Acceso abierto a través de las fronteras. El acceso de terceros, las tarifas de tránsito y los mecanismos de resolución de controversias deciden si un gasoducto sirve a una región o a un único comprador. El marco del Gasoducto de África Occidental (West African Gas Pipeline) de 2003 es el modelo de una regulación transfronteriza armonizada —una autoridad de tránsito única, un sistema común de resolución de controversias—, aunque su propia promesa de acceso abierto solo se cumplió en parte. La lección es incorporar desde el principio cláusulas de cesión de capacidad y de acceso de terceros en la próxima generación de proyectos.
La red de gas de África es un proyecto totalmente nuevo a escala continental, con una demanda que ya supera la oferta. El primer problema —y la primera oportunidad— no es geológico. Es el contrato.
Kachikwu & Nama estructura transacciones transfronterizas de energía e infraestructura entre África y Estados Unidos: acuerdos de compra (offtake) y de tránsito, cumplimiento de las obligaciones de suministro interno y de precios, protección al amparo de tratados de inversión y los controles anticorrupción que hacen bancable un proyecto. También podemos actuar como su asesor jurídico general externo en el continente. ¿Está evaluando una oportunidad de gas, GNL o gasoductos en África? Hablemos antes de que firme.
Reservar una consultaMás análisis sobre energía entre África y Estados Unidos: el Boletín de Inteligencia de Petróleo y Gas semanal, Dentro del reajuste petrolero de Gabón y Antes de firmar. Cada lunes analizo las noticias del petróleo y el gas entre África y Estados Unidos —suscríbase al boletín.
Fuentes
- AIE — Universal Access to Clean Cooking in Africa (2025)
- THISDAY — Nigeria exporta más del 45 % de su gas pese a la crisis eléctrica (marzo de 2026, datos de la NUPRC)
- S&P Global Platts — Las importaciones de GNL de Egipto en 2025 alcanzan un máximo histórico
- Semafor — La CEDEAO respalda el gasoducto Nigeria–Marruecos (julio de 2026)
- NUPRC — Domestic Gas Delivery Obligation Regulations, 2022 (PIA, art. 110)
- Natural Gas World — Unión Fenosa Gas c. Egipto (CIADI ARB/14/4)
- Pipeline & Gas Journal — Gasoductos Transahariano y Nigeria–Marruecos
- Pipeline Journal — Riesgos de financiación y de seguridad para el gasoducto africano de 25.000 millones de dólares
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