⛽ Hace seis meses el estrecho de Ormuz enmudeció y todavía no ha vuelto a la normalidad. Lo que sí ha cambiado es todo lo que lo rodea. Los productores del Golfo han puesto en marcha siete nuevos oleoductos, Irak busca una salida al Mediterráneo y una operadora portuaria de Dubái explora la costa emiratí fuera del paso. Japón, que transportaba por ese estrecho más de nueve de cada diez barriles que consume, está especialmente expuesto a que funcione.

Cómo está el estrecho seis meses después

La crisis arranca el 28 de febrero de 2026, cuando los ataques de Estados Unidos e Israel contra Irán causaron la muerte del líder supremo Alí Jamenei. La Guardia Revolucionaria advirtió a los buques que se alejaran y el tráfico se derrumbó en cuestión de días.

Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), en 2025 pasaban por Ormuz unos 20 millones de barriles diarios de crudo y productos refinados, cerca de una cuarta parte del comercio marítimo mundial de petróleo. El informe del 11 de agosto de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) sitúa el tránsito del segundo trimestre de 2026 en 4,9 millones de barriles diarios. En el último trimestre de 2025, antes del conflicto, eran 21,6 millones: una caída de casi el 80%. Vortexa fijó el promedio de siete días en 6 a 7 millones de barriles diarios el 23 de agosto. Un día de finales de agosto, Reuters contabilizó dos buques comerciales frente a una media de 14 en diez días. Antes de la guerra cruzaban más de 130 al día.

El memorando que firmaron en junio los presidentes Trump y Pezeshkian debía resolverlo. No lo hizo. El recuento de Kpler sobre esos 60 días arroja unos 374 millones de barriles salidos del Golfo, 6,1 millones diarios frente a los 2,3 millones del periodo de bloqueo, pero el estrecho nunca se reabrió del todo y los ataques se reanudaron en julio. El 26 de agosto Irán y Omán presentaron un marco de corredor marítimo por fases que incluye un desminado conjunto; Teherán se apresuró a aclarar que no supone una reapertura inmediata.

El Brent superó los 100 dólares a principios de marzo por primera vez en cuatro años y después cedió: cerró a 89,31 dólares el 28 de agosto, todavía un 24% por encima del nivel previo a la guerra. Goldman Sachs estima que las exportaciones del Golfo se han recuperado hasta 15 o 16 millones de barriles diarios, frente a los 22 a 24 millones anteriores al conflicto y al suelo de 5 a 6 millones de marzo. Esa cifra mide las exportaciones totales, cargas de las rutas alternativas incluidas, no los tránsitos por el estrecho: no significa que haya reabierto. El informe de agosto de la EIA prevé un Brent medio de 85 dólares en el tercer trimestre y de 87 dólares en el conjunto de 2026, y no espera que la producción y los flujos comerciales de la región recuperen su forma previa hasta principios de 2027.

Cuántas rutas alternativas hay y cuánto pueden mover

Dos oleoductos han soportado casi todo el peso. El oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí, conocido como Petroline, recorre unos 1.200 kilómetros desde los yacimientos de Abqaiq hasta Yanbu, en el mar Rojo. En marzo Riad reconvirtió a crudo un gasoducto paralelo y elevó la capacidad nominal a 7 millones de barriles diarios. De esa cifra, unos 2 millones alimentan las refinerías del oeste del reino, de modo que quedan alrededor de 5 millones para exportación, y Yanbu está cargando cerca de ese techo. El ADCOP emiratí cubre 360 kilómetros entre Habshan y Fujairah, en el golfo de Omán, y mueve entre 1,5 y 1,8 millones de barriles al día, aunque las cargas se han interrumpido por ataques con drones. La capacidad libre conjunta que calculaba la AIE, de 3,5 a 5,5 millones de barriles diarios, siempre fue una cuarta parte de lo que pasaba por Ormuz. Ese margen ya está ocupado.

Las cifras de la EIA muestran que el tránsito por Bab el-Mandeb, en el mar Rojo, subió de 5,4 millones de barriles diarios en el último trimestre de 2025 a 8,1 millones en el segundo trimestre de 2026. La agencia lo atribuye al desvío de crudo saudí por el oleoducto Este-Oeste hacia Yanbu.

Así que la región empezó a construir. Goldman Sachs contabilizó en un informe de julio siete proyectos de oleoductos e infraestructura de exportación, algunos en obra y otros apenas verosímiles. Su escenario central añade 3,8 millones de barriles diarios de capacidad alternativa a finales de 2027 y 7,3 millones acumulados a finales de 2028, con lo que el total superaría los 14 millones de barriles al día. Eso equivale a más del 60% de los 23 millones que los siete productores del Golfo exportaban antes de la guerra; en un escenario acelerado llegaría al 75%. El banco calcula que la mediana de construcción en la región ronda los dos años y medio. Dos proyectos ya están en el suelo: un nuevo oleoducto Oeste-Este en Emiratos, a la mitad de su ejecución y previsto para 2027, y el Basra-Haditha iraquí. Irak persigue además una salida mediterránea desde Basora hasta Ceyhan, en Turquía, con un ramal a Baniyas, en Siria, en el que participan empresas estadounidenses.

El secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, declaró en agosto a la radio pública NPR que en dos años el estrecho perderá relevancia y será "otra masa de agua" cualquiera.

Los analistas energéticos del mismo programa fueron menos entusiastas. David Goldwyn, exenviado para energía del Departamento de Estado, sostuvo que las restricciones a la exportación serán un rasgo semipermanente durante los próximos años y que los precios seguirán altos. Robert McNally, asesor energético en la Administración de George W. Bush, fue más rotundo: los oleoductos no estarán a tiempo y, aunque lo estuvieran, Irán puede golpear una tubería con la misma facilidad que un petrolero. La propia AIE considera que, incluso con todo construido, Ormuz seguiría siendo necesario para cerca de la mitad del volumen exportado antes de la guerra.

Hay además carga que ningún oleoducto puede asumir. El gas natural licuado (GNL) solo viaja por barco. Según el CSIS, alrededor del 93% del GNL catarí sale por Ormuz, y un ataque con misiles contra el complejo de Ras Laffan en marzo eliminó cerca del 17% de la capacidad anual de exportación de Catar, con reparaciones estimadas en hasta cinco años.

El coste invisible se llama seguro

Antes de la guerra, la cobertura de riesgo bélico para cruzar Ormuz costaba en torno al 0,25% del valor del casco. En julio el diario The National informaba de cotizaciones del 3% al 10%, y el responsable global de seguros marítimos de la correduría Marsh dijo a Platts, del grupo S&P Global, que las primas adicionales de riesgo de guerra habían saltado a una horquilla del 7,5% al 10%. Para un petrolero de 100 millones de dólares eso supone entre 3 y 10 millones por travesía, frente a unos 250.000 antes del conflicto.

Una ruta puede existir y no usarse, porque el armador, la tripulación y el asegurador tienen que coincidir en que compensa. En julio seguía habiendo unos 6.000 marinos atrapados en la zona, y el secretario general de la Organización Marítima Internacional (OMI), Arsenio Domínguez, ha calificado de gran preocupación el coste sostenido del seguro marítimo en la región. Esquivar Ormuz tampoco libra del problema: la carga que sale de Yanbu atraviesa el mar Rojo y Bab el-Mandeb, donde los hutíes yemeníes declararon a finales de julio un embargo contra los buques que tocan puertos saudíes.

Cuatro reordenamientos distintos: EE UU, la UE, China e India

Estados Unidos lo tuvo más fácil. Es exportador neto de energía y cubrió el hueco con liberaciones de su reserva estratégica y con la reducción de inventarios comerciales, no con más producción. Los economistas de Nomura señalan la trampa: si el estrecho se normaliza y cesa la liberación de reservas, mantener el crudo estadounidense rumbo a Asia exigirá aumentar de verdad la extracción.

Europa perdió su GNL catarí, un 6% de las importaciones del primer trimestre, aunque el peso varía mucho por países. Italia compraba a Catar el 33% de su GNL en 2025, Polonia el 25% y Bélgica el 16%. La cuota estadounidense en el GNL europeo pasó del 28% en 2021 al 58% en 2025 y al 63% en el primer trimestre de 2026. Con la prohibición comunitaria del gas ruso prevista antes de finales de 2027, Chatham House sostiene que esa dependencia ya es estructural y no coyuntural. El gas europeo en el índice neerlandés TTF cotizaba a unos 66,6 euros por megavatio hora a finales de agosto, con tres semanas consecutivas de subida por el temor a las reservas de invierno.

China se fue a Rusia y tuvo músculo comprador para ganar la puja. Kpler cifró en unos 1,25 millones de barriles diarios sus importaciones marítimas de crudo ruso en agosto, con una proporción creciente cargada en puertos europeos.

India también se fue a Rusia, y quedó desplazada. Sus compras rusas alcanzaron en junio 2,6 millones de barriles diarios, un récord según los datos de Kpler, más de la mitad de unos 5 millones de importación total, frente a cerca de 1,1 millones en febrero. Completó el hueco con crudos pesados venezolanos. Pero al crecer la demanda china, la prensa sectorial informa de que las refinerías indias empezaron a tener dificultades para asegurar cargamentos rusos, y la reserva estratégica del país cubre apenas unos 9,5 días de importaciones netas.

Japón no tenía oleoducto al que recurrir ni vendedor que le ofreciera descuentos. Compró lo que quedaba y pagó el flete.

El abastecimiento japonés: del 25% de abril al 100%

El ministerio de Industria japonés publica las cifras cada mes. En 2025 el país importó unos 2,36 millones de barriles diarios de crudo, el 94% de Oriente Medio y el 93% a través de Ormuz, con Emiratos Árabes Unidos en el 43,3% y Arabia Saudí en el 39,4%.

El abastecimiento por rutas que evitan el estrecho supuso alrededor del 25% de esa referencia en abril, el 62% en mayo, el 82% en junio y en torno al 100% tanto en julio como en agosto. El crudo estadounidense llega ahora a un ritmo diez veces superior a la media mensual previa a la crisis. También han descargado cargamentos de México, Canadá, Ecuador, Azerbaiyán, Sudán del Sur, Australia, Brunéi, Malasia y el proyecto ruso de Sajalín.

El puente sobre ese vacío fueron las reservas. Japón impulsó una liberación coordinada de la AIE de 400 millones de barriles, la mayor de la historia del organismo, y echó mano dos veces de sus propias existencias, desde finales de marzo y de nuevo desde el 1 de mayo. No ha necesitado una tercera liberación y le quedan unos 200 días de cobertura. Una subvención por litro mantiene el precio en surtidor cerca de 170 yenes (unos 1,06 dólares) desde finales de marzo, tras el récord de 190,8 yenes del 16 de marzo. Se paga con cargo al presupuesto nacional y está definida como una medida de emergencia, no como un programa permanente. El propio ministerio calcula que, aunque el abastecimiento caiga a partir de septiembre al 75% de la media mensual previa a la crisis, las reservas cubrirían la diferencia hasta finales de marzo de 2028.

El crudo de Oriente Medio llegado a Japón cayó en julio un 32,8% interanual. Las importaciones totales de crudo subieron un 5,5%. El volumen volvió; su procedencia, no.

El circuito que une el petróleo con el yen

Según los datos del ministerio de Finanzas, el déficit comercial de julio fue de 634.500 millones de yenes, unos 4.000 millones de dólares a 160 yenes por dólar, el tercer mes consecutivo en números rojos. El valor de las importaciones de crudo se disparó un 87,8%, hasta 1,41 billones de yenes, alrededor de 8.800 millones de dólares, con un precio unitario en yenes de unos 116.000 por kilolitro, un 78% más. Exportaciones e importaciones marcaron sendos récords mensuales.

La recuperación empeoró las cosas a corto plazo. Mientras los cargamentos estaban bloqueados Japón no podía comprar mucho, así que el déficit se mantuvo contenido pese a la subida de precios. Ahora que los volúmenes han vuelto, ha llegado la factura. Un déficit mayor implica más importadores vendiendo yenes para pagar en dólares, lo que debilita la divisa, lo que encarece en yenes el siguiente cargamento.

El 31 de julio las autoridades japonesas y estadounidenses intervinieron de forma conjunta comprando yenes: la primera intervención coordinada desde 2011 y la primera en el lado comprador del yen desde 1998. La ministra de Finanzas, Satsuki Katayama, lo confirmó tres días después. El efecto se diluyó. El yen cerró el 28 de agosto en Nueva York entre 159,90 y 160,00 por dólar, mínimo de un mes, después de que el presidente de la Reserva Federal, Warsh, mostrara inquietud por la inflación persistente.

Lo que cambió y lo que no

Cambió el mapa. Siete proyectos de oleoductos, planes de nuevos puertos y una lista de proveedores japoneses que pasó de cuatro países a más de una docena.

No cambió la aritmética. Incluso el escenario de Goldman para 2028 deja el 40% de las exportaciones del Golfo atadas al estrecho, y la AIE sitúa ese resto más cerca de la mitad. Los oleoductos pueden ser atacados. Los seguros no habían bajado en julio. Y el GNL no cabe en ninguna tubería.

La primera ministra Sanae Takaichi encargó el 26 de junio a su ministro de Industria, Ryosei Akazawa, un paquete para reestructurar la oferta y la demanda energéticas del país antes de que acabara agosto. Según la prensa se sostiene sobre tres pilares: diversificar el origen del crudo, recurrir a la energía nuclear y ampliar las renovables nacionales. El plazo vence a finales de agosto y, a 30 de agosto de 2026, su contenido no se había hecho público. Japón sabe desde 1973 que depende de un solo estrecho, y en medio siglo la dependencia subió en lugar de bajar. Si seis meses comprando a quince países cambian esa estructura, o si los contratos con el Golfo vuelven en cuanto el estrecho se abra, sigue sin respuesta.

Si mañana se cerrara la principal ruta energética de tu país, ¿cuánto tiempo aguantaría? ¿Y a quién llamaría primero?

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