Las rutas operativas más relevantes son el oleoducto Este–Oeste de Arabia Saudí hacia Yanbu, en el mar Rojo, y el oleoducto de Abu Dabi hasta Fuyaira, en el golfo de Omán. La Agencia Internacional de la Energía estima que, juntas, podrían aportar aproximadamente entre 3,5 y 5,5 millones de barriles diarios de capacidad disponible. Frente a casi 20 millones de barriles diarios de petróleo que atravesaron Ormuz en 2025, el desvío solo cubriría una fracción. Para el GNL exportado desde Catar no existe una ruta terrestre equivalente.
1. El problema principal es la diferencia de escala
En 2025 circularon por el estrecho cerca de 20 millones de barriles diarios de crudo, condensados y productos petrolíferos. La EIA situó el promedio del primer semestre de 2025 en 20,9 millones de barriles diarios; la IEA calculó 19,87 millones para el conjunto del año.
Frente a esa magnitud, la capacidad alternativa disponible se sitúa aproximadamente entre 3,5 y 5,5 millones de barriles diarios. Incluso usando el extremo superior, seguiría faltando salida para la mayor parte de los cargamentos habituales. Además, una cifra de diseño no equivale automáticamente a un caudal sostenible: deben funcionar bombeo, almacenamiento, mezcla de calidades, terminales y capacidad de carga marítima al mismo tiempo.
2. Arabia Saudí: oleoducto Este–Oeste hasta Yanbu
La principal ruta de bypass es el sistema Abqaiq–Yanbu, conocido como East–West Pipeline o Petroline. Cruza Arabia Saudí desde la región productora oriental hasta el puerto de Yanbu, en el mar Rojo. Su diseño histórico es de unos 5 millones de barriles diarios. Aramco comunicó en marzo de 2025 una ampliación hasta 7 millones, aunque la IEA advierte de que no se ha demostrado de forma robusta un funcionamiento sostenible a ese nivel.
A comienzos de 2026 se estimaba que el sistema utilizaba alrededor de 2 millones de barriles diarios. Eso dejaría entre 3 y 5 millones de capacidad libre, dependiendo de las condiciones operativas y de cuánto puedan absorber los terminales de la costa occidental.
Esta ruta beneficia principalmente al crudo saudí. No crea, por sí sola, una salida para Kuwait, Catar, Baréin o la mayor parte del crudo iraquí. Tampoco elimina el riesgo logístico: una vez en Yanbu, los cargamentos deben navegar por el mar Rojo y, según su destino, atravesar Bab el-Mandeb y Suez o rodear África.
3. Emiratos: ADCOP hasta Fuyaira
El Abu Dhabi Crude Oil Pipeline —ADCOP— recorre unos 400 kilómetros desde Habshan hasta Fuyaira. Su gran ventaja es que termina en el golfo de Omán, fuera del estrecho, por lo que permite exportar parte del crudo emiratí sin cruzar Ormuz.
La IEA sitúa su capacidad actual cerca de 1,8 millones de barriles diarios. Aproximadamente 1,1 millones ya se utilizan de forma habitual, de modo que el margen adicional sería de hasta unos 700.000 barriles diarios. Es una ayuda relevante para Emiratos, pero pequeña frente al volumen regional.
La EIA recoge planes emiratíes para ampliar la capacidad de salida hacia Fuyaira. Esos proyectos deben separarse de la capacidad disponible hoy: una obra anunciada o en construcción no puede contarse como bypass operativo hasta que esté terminada, conectada, probada y sostenida comercialmente.
4. Irán: Goreh–Jask existe, pero no es una alternativa fiable a gran escala
Irán construyó el oleoducto Goreh–Jask y una terminal en Jask, también fuera de Ormuz. La capacidad nominal anunciada llegó a 1 millón de barriles diarios, pero la capacidad efectiva observada ha sido mucho menor. La EIA la sitúa alrededor de 300.000 barriles diarios y la IEA no considera actualmente el sistema una vía comercial viable a gran escala.
Hubo una carga inicial en 2021 y algunos movimientos limitados posteriores, pero no un flujo estable comparable al de las grandes terminales del golfo Pérsico. Por eso no conviene sumar el valor nominal completo cuando se calcula la capacidad real de bypass.
5. Irak y otras conexiones: opciones parciales, no una solución regional
Irak puede exportar determinados volúmenes hacia el Mediterráneo mediante la red que conecta con Turquía y Ceyhan cuando las infraestructuras, acuerdos y tramos internos están operativos. También se han utilizado o estudiado otras conexiones regionales. Sin embargo, estas rutas no sustituyen automáticamente las terminales del sur de Irak ni permiten redirigir el petróleo de otros productores del Golfo.
Su utilidad depende de enlaces internos, disponibilidad contractual, seguridad, mantenimiento y capacidad portuaria. Son opciones complementarias para volúmenes concretos, no un corredor capaz de absorber el tráfico agregado de Ormuz.
6. Capacidad nominal, disponible y efectiva no significan lo mismo
| Ruta | Capacidad publicada | Margen aproximado | Límite principal |
|---|---|---|---|
| Arabia Saudí: Abqaiq–Yanbu | 5 millones b/d de diseño; hasta 7 millones comunicados | ≈ 3–5 millones b/d | Rendimiento sostenible y capacidad exportadora del mar Rojo |
| EAU: Habshan–Fuyaira | ≈ 1,8 millones b/d | Hasta ≈ 0,7 millones b/d | Parte importante ya está utilizada |
| Irán: Goreh–Jask | Hasta 1 millón b/d nominal | Capacidad efectiva muy limitada | Operación comercial no sostenida |
| Irak hacia Mediterráneo | Variable según tramos y operación | No comparable directamente | Conexiones internas, acuerdos y continuidad |
La cifra relevante durante una crisis es el caudal adicional que puede mantenerse durante días o semanas, no el máximo teórico de una tubería aislada.
7. Para el GNL no existe una salida equivalente
Más de 110.000 millones de metros cúbicos de GNL atravesaron Ormuz en 2025, cerca de una quinta parte del comercio mundial. La mayor parte procede de Catar, cuyas plantas de licuefacción y terminales se encuentran dentro del Golfo.
Un gasoducto regional no sustituye una cadena exportadora de GNL. Para vender ese gas por mar sería necesario conducirlo a otra costa, licuarlo en instalaciones disponibles y cargarlo en metaneros. Esa infraestructura alternativa no existe a la escala necesaria. La IEA señala expresamente que no hay rutas alternativas capaces de llevar esos volúmenes al mercado.
Por eso un cierre prolongado puede ser proporcionalmente más difícil de amortiguar para el GNL que para una parte del crudo saudí o emiratí.
8. Los oleoductos de crudo tampoco sustituyen productos, GLP y petroquímica
En 2025 pasaron por Ormuz cerca de 5 millones de barriles diarios de productos petrolíferos. Un oleoducto preparado para crudo no puede absorber automáticamente gasolina, diésel, queroseno, nafta, GLP o condensados con especificaciones diferentes.
Arabia Saudí dispone de una línea de líquidos de gas natural paralela al Petroline, con unos 300.000 barriles diarios, pero la IEA indica que está plenamente utilizada. La flexibilidad real para productos refinados es, por tanto, mucho menor que la capacidad bruta citada para crudo.
9. Los cuellos de botella continúan después del oleoducto
- Bombeo y energía. Las estaciones deben operar a caudales altos de forma sostenida.
- Almacenamiento. Los tanques de origen y destino deben tener espacio y rotación suficiente.
- Calidades de crudo. Mezclar corrientes puede alterar especificaciones y contratos.
- Terminales. Muelles, brazos de carga, calado y horarios limitan las exportaciones.
- Petroleros disponibles. Los buques deben reposicionarse hacia Yanbu o Fuyaira.
- Nuevas rutas marítimas. El desvío cambia distancias, seguros, tiempos y riesgos geográficos.
- Contratos y compradores. No todos los cargamentos pueden cambiar de puerto y destino de inmediato.
10. Qué productores pueden beneficiarse realmente
La existencia de oleoductos no reparte la capacidad entre todos los exportadores. Son infraestructuras conectadas a campos, redes y terminales concretas. Un país vecino no puede utilizarlas de forma automática sin interconexiones físicas y acuerdos comerciales.
11. Cuanto más dure la interrupción, más importantes —y más visibles— son los límites
Durante unas horas, inventarios y retrasos pueden absorber buena parte del impacto. En varios días, los productores aceleran los desvíos disponibles, reorganizan buques y llenan almacenamiento. En semanas, las terminales y oleoductos alternativos operan cerca de sus límites, mientras los países sin bypass deben reducir producción cuando sus tanques se llenan.
La capacidad alternativa compra tiempo y reduce el déficit; no elimina la interrupción. Su valor estratégico es enorme precisamente porque evita que todo el volumen quede bloqueado, pero no debe presentarse como una sustitución total.
12. La lectura correcta: alivio parcial, no reemplazo
Las rutas de Arabia Saudí y Emiratos son las únicas alternativas operativas de gran escala y pueden mantener varios millones de barriles diarios fuera de Ormuz. Esa capacidad protege una parte de las exportaciones y ayuda a estabilizar el mercado.
Sin embargo, la mayoría del flujo habitual seguiría sin una salida equivalente. El GNL catarí, buena parte de los productos refinados y las exportaciones de varios países continuarían dependiendo del estrecho. Por eso, al evaluar una crisis, hay que preguntar no solo cuánta capacidad nominal existe, sino cuánto caudal libre está disponible, para qué producto, durante cuánto tiempo y desde qué productor.
Preguntas frecuentes
¿Los oleoductos pueden sustituir todo el tráfico de Ormuz?
No. Las estimaciones oficiales sitúan la capacidad libre en torno a 3,5–5,5 millones de barriles diarios frente a aproximadamente 20 millones que atravesaron el estrecho en 2025.
¿Por qué Arabia Saudí no bombea siempre al máximo?
Porque la demanda de cada costa, el mantenimiento, el almacenamiento, los puertos, la disponibilidad de buques y las condiciones comerciales determinan el caudal útil.
¿Catar puede exportar su GNL por otra ruta?
No existe actualmente una infraestructura alternativa equivalente para sacar por mar los volúmenes de GNL cataríes sin atravesar Ormuz.
¿La capacidad anunciada para 2027 cuenta hoy?
No. Los proyectos futuros deben tratarse como capacidad prevista hasta que estén terminados, conectados y probados comercialmente.
Fuentes y notas editoriales
- U.S. Energy Information Administration — World Oil Transit Chokepoints.
- International Energy Agency — Strait of Hormuz: flows and alternative export routes.
- International Energy Agency — The Middle East and global energy markets.
- U.S. EIA — Hormuz remains critical to global oil and LNG flows.
Cifras estructurales consultadas el 14 de julio de 2026. Las capacidades publicadas pueden variar por mantenimiento, condiciones operativas, disponibilidad portuaria y decisiones comerciales. Este análisis no sustituye datos de operadores ni asesoramiento energético. Correcciones: correcciones@estrechoormuz.com.