Durante décadas, el negocio petrolero del golfo Pérsico se organizó alrededor de una ventaja elemental: extraer crudo a bajo costo y enviarlo por la ruta más corta hacia los grandes compradores de Asia. El Estrecho de Ormuz hacía posible esa economía. Hoy, esa misma concentración se ha convertido en una vulnerabilidad que Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Irak y Kuwait están dispuestos a gastar miles de millones de dólares para reducir.
La guerra con Irán no ha borrado a Ormuz del mapa energético, pero sí ha cambiado la manera en que los productores calculan el costo de una exportación. Ya no basta con comparar la distancia, el flete y el precio del barril. Ahora cuentan la exposición a drones y misiles, la disponibilidad de seguro, la posibilidad de que un buque apague su señal para navegar y el riesgo de que una decisión política deje una carga atrapada dentro del golfo.
Ese cambio está acelerando una red de oleoductos, terminales, depósitos y acuerdos de almacenamiento lejos del estrecho. Es una transformación lenta y cara. También es una apuesta geopolítica: cada barril que pueda salir por el mar Rojo, el golfo de Omán o el Mediterráneo reduce, aunque sea marginalmente, la capacidad de Teherán de convertir una franja de agua de 54 kilómetros en su punto más estrecho en una palanca sobre la economía mundial.
La ruta más barata dejó de ser la más segura
Antes de la actual crisis, por Ormuz circulaban cerca de 20 millones de barriles diarios de petróleo y derivados, aproximadamente una quinta parte del consumo mundial de líquidos. Más de una cuarta parte del comercio marítimo de petróleo pasaba por allí. La dependencia era todavía más intensa para Asia: China, India, Japón y Corea del Sur recibían buena parte de esos cargamentos.
La interrupción alteró ese patrón. El seguimiento de Kpler muestra que los cruces diarios se redujeron de alrededor de 45 a 13 entre el período de tregua de junio y el regreso de las hostilidades en julio. Es una medición imperfecta porque algunos petroleros navegan con el sistema automático de identificación apagado, pero describe con claridad el nuevo régimen: menos barcos, más opacidad y operaciones que se deciden caso por caso.
El costo humano dejó de ser abstracto. La Organización Marítima Internacional había confirmado para el 11 de junio 46 ataques contra la navegación comercial en torno a Ormuz y 14 marinos muertos desde el inicio de la guerra. Cada nuevo incidente endurece las condiciones de aseguramiento y obliga a armadores y tripulaciones a decidir cuánto riesgo están dispuestos a aceptar.
Arabia Saudita activa su salida occidental
Arabia Saudita dispone de la alternativa más poderosa. Su oleoducto Este-Oeste cruza unos 1,200 kilómetros desde la zona de Abqaiq hasta Yanbu, en el mar Rojo. Fue concebido durante la guerra entre Irán e Irak, cuando los ataques a petroleros ya habían demostrado que la geografía podía convertirse en un arma.
Aramco llevó el sistema a una capacidad de siete millones de barriles diarios durante el primer trimestre. La cifra, confirmada en la presentación de resultados de la compañía, incluye cerca de dos millones de barriles que alimentan refinerías. Por eso, siete millones de capacidad de bombeo no equivalen a siete millones de exportaciones adicionales disponibles de inmediato. Aun así, ninguna otra economía del Golfo cuenta con una válvula de escape comparable.
La tubería ha permitido que Yanbu sustituya parcialmente a las terminales orientales. Aramco estudia aumentar la capacidad en otro millón o dos millones de barriles diarios y ampliar la posibilidad de transportar productos refinados. No se trata solo de vender el crudo que hoy no puede cruzar Ormuz. La empresa quiere conservar la opción de escoger costa, puerto y mercado aun después de que termine la guerra.
Pero el desvío traslada el riesgo; no lo elimina. Para llegar a Asia desde Yanbu, un petrolero debe bajar por el mar Rojo y cruzar Bab el-Mandeb, donde los hutíes han atacado embarcaciones. Si toma la ruta hacia Europa, depende de Suez o de infraestructura egipcia. El oleoducto convierte una gran dependencia en varias dependencias menores, una mejora real, aunque no una garantía.
Fujairah se vuelve más valiosa
Emiratos Árabes Unidos está aplicando la misma lógica desde otra costa. El oleoducto Habshan-Fujairah transporta crudo desde los campos terrestres de Abu Dabi hasta una terminal situada en el golfo de Omán, fuera de Ormuz. Su capacidad actual ronda 1.8 millones de barriles diarios. La expansión en marcha busca duplicar la salida y entrar en operación en 2027.
El valor de Fujairah no está solamente en el tubo. Allí confluyen almacenamiento, mezcla de combustibles, abastecimiento de buques y acceso directo al océano Índico. Cuanta más infraestructura reúna el puerto, menor será la necesidad de enviar un petrolero vacío hacia el interior del golfo para cargarlo y devolverlo por la misma puerta.
ADNOC también está ampliando su negocio de gas y evalúa opciones que permitan exportar gas natural licuado desde la costa oriental. Esa parte del problema es especialmente difícil. Un oleoducto puede desviar crudo, pero el gas requiere instalaciones de licuefacción, tanques especializados y terminales construidas para metaneros. Qatar, uno de los grandes proveedores mundiales de gas natural licuado, sigue mucho más expuesto porque sus exportaciones marítimas salen desde dentro del golfo.
Los países sin segunda costa buscan socios
La geografía divide a los exportadores. Arabia Saudita tiene costas en el golfo Pérsico y el mar Rojo. Emiratos puede alcanzar Fujairah por tierra. Kuwait, en cambio, necesita atravesar el territorio de otro país si quiere evitar Ormuz. El gobierno kuwaití ha discutido conexiones con Arabia Saudita y otras economías árabes que lleven su petróleo a puertos occidentales o hacia Omán.
Irak está reabriendo planes que durante años parecieron demasiado costosos o políticamente complicados. Bagdad y Amán acordaron acelerar el proyecto Basora-Aqaba, una tubería que podría transportar hasta un millón de barriles diarios al único puerto jordano en el mar Rojo. También se han reactivado conversaciones para reconstruir conexiones desde los campos iraquíes hacia la costa mediterránea de Siria.
Esos proyectos no estarán listos para resolver la crisis de esta semana ni la del próximo mes. Requieren financiamiento, derechos de paso, estaciones de bombeo, terminales y acuerdos de seguridad que sobrevivan a cambios de gobierno. Su importancia está en otra parte: propuestas que antes se evaluaban por su rentabilidad inmediata ahora se juzgan como pólizas de seguro nacional.
Petróleo almacenado al otro lado de la puerta
Las tuberías no son la única respuesta. Los productores están tratando de colocar más inventarios cerca de sus clientes. ADNOC firmó en julio una asociación de seguridad energética con Corea del Sur que incluye coordinación de suministros de emergencia y conversaciones sobre acceso a depósitos conectados con refinerías coreanas. Arabia Saudita ya utiliza almacenamiento y circuitos comerciales en Asia.
La lógica es sencilla: si el crudo ya está en Corea del Sur, Japón o India cuando Ormuz se cierra, la primera entrega no depende del estrecho. El inventario compra tiempo para reorganizar rutas, ajustar refinerías o esperar una reapertura. También acerca al productor al comprador y puede darle una ventaja frente a competidores que venden desde más lejos.
Sin embargo, el almacenamiento solo amortigua una interrupción. Los tanques se vacían. Reponerlos exige que el petróleo vuelva a circular desde el Golfo por alguna ruta segura. Para una crisis breve es una defensa eficaz; para una ruptura prolongada, funciona únicamente si está acompañada por oleoductos y capacidad portuaria.
La nueva prima de redundancia
Durante los años de estabilidad relativa, construir dos rutas para vender el mismo barril podía parecer un desperdicio. Una tubería infrautilizada inmoviliza capital y exige mantenimiento. Un depósito distante añade costos financieros. Una terminal alternativa obliga a operar una cadena logística más compleja.
La guerra cambió la comparación. La ruta más eficiente puede resultar la más cara si el barco no consigue seguro, si la tripulación se niega a navegar o si el cargamento queda detenido. Los productores empiezan a aceptar un costo permanente a cambio de conservar opciones. Es la misma decisión que muchas empresas tomaron después de la pandemia al diversificar proveedores: menos eficiencia en condiciones normales, más capacidad de resistir una interrupción.
La escala del desafío impide una sustitución completa. La Agencia Internacional de Energía calculaba, antes de la guerra, apenas entre 3.5 y 5.5 millones de barriles diarios de capacidad efectiva en rutas alternativas, frente a los 20 millones que atravesaban Ormuz. Arabia Saudita ha elevado esa capacidad y Emiratos añadirá más, pero incluso con todos los proyectos anunciados varios millones de barriles seguirán expuestos. En el gas, la brecha es mayor.
Menos poder para Irán, no el fin de Ormuz
Una red de salidas alternativas puede reducir la capacidad de Irán para afectar por sí solo el suministro global. También cambia las relaciones dentro del Golfo: Kuwait e Irak tendrían que confiar más en sus vecinos para sacar petróleo; Arabia Saudita y Emiratos ganarían peso como territorios de tránsito; puertos como Yanbu, Fujairah y Aqaba se volverían activos estratégicos.
No obstante, Ormuz seguirá ofreciendo ventajas difíciles de replicar. La infraestructura ya existe, la distancia hacia Asia es menor y los grandes petroleros pueden operarlo a escala. Incluso los productores que construyen desvíos esperan volver a utilizarlo. Su objetivo no es clausurar la ruta, sino evitar que vuelva a ser la única.
Para los mercados, esa diferencia importa. El resultado más probable no es un Golfo sin Ormuz, sino un sistema más caro y disperso: parte del crudo por el estrecho, parte por el mar Rojo, más inventarios en Asia y contratos que valoran la flexibilidad. La seguridad energética dejará de medirse solo por cuántos barriles hay bajo tierra. También dependerá de cuántos caminos existan para sacarlos.