De la producción a la logística: cómo la crisis de Ormuz afecta al poder de mercado de la OPEP

Este artículo fue publicado originalmente en inglés y traducido con la ayuda de la inteligencia artificial.

Cuando el 28 de febrero de 2026 estalló el conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán, el cierre del estrecho de Ormuz interrumpió el tránsito de unos 20 millones de barriles diarios (mb/d), casi una quinta parte de la oferta mundial de petróleo, que normalmente atraviesan el estrecho (EIA). En marzo de 2026, el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, calificó el cierre como «la mayor interrupción del suministro en la historia del mercado petrolero mundial» (AIE, Oil Market Report, mayo de 2026). Según Wood Mackenzie (mayo de 2026), más de 11 mb/d de producción de crudo y condensados del Golfo seguían restringidos, ejerciendo una presión alcista sostenida sobre los precios del petróleo. La respuesta combinó varias palancas a la vez: liberaciones coordinadas de reservas estratégicas, mayor producción de los productores ajenos al Golfo, desvío de exportaciones a través de la limitada infraestructura de circunvalación disponible y medidas por el lado de la demanda en los países importadores, especialmente en Asia (AIE, 2026 Energy Crisis Policy Response Tracker). Incluso combinadas, estas medidas no pudieron compensar plenamente la pérdida del acceso marítimo al Golfo.

Paradójicamente, esta interrupción se produjo justo cuando la OPEP y la OPEP+ habían iniciado un giro estratégico en sentido contrario: tras varios años de contención voluntaria de la producción, el grupo había emprendido, a partir de abril, un desmantelamiento progresivo de sus recortes, elevando los aumentos acumulados a casi 2,9 mb/d en el año, en un intento explícito de recuperar cuota de mercado. La paradoja es, por tanto, doble: en el preciso momento en que la OPEP+ reafirmaba su voluntad de actuar sobre los volúmenes, la crisis de Ormuz demostró que la disponibilidad nominal de esa capacidad no equivale necesariamente a su disponibilidad efectiva para el mercado mundial. No se trata simplemente de una cuestión de escala. En las grandes interrupciones anteriores (el embargo petrolero árabe de 1973 y la crisis de Suez de 1956–57, que retiró algo menos del 10 % de la oferta mundial), la capacidad excedentaria que absorbió el choque se encontraba fuera de la región afectada: durante Suez, Estados Unidos por sí solo poseía una capacidad de reserva equivalente a aproximadamente el 35 % de la oferta mundial (Rapidan Energy Group, 2026). El cierre de Ormuz de 2026 perturba aproximadamente el doble de la cuota de la oferta mundial que afectó Suez, y lo hizo incapacitando directamente los suministros de Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos, los dos productores que juntos poseían la inmensa mayoría del colchón restante en el mundo. Sin embargo, esto no ha producido, hasta ahora, una respuesta de precios de la magnitud observada en 1973, cuando una interrupción considerablemente menor (en torno al 7 % de la oferta mundial) hizo que los precios casi se cuadruplicaran.

La capacidad excedentaria se ha considerado durante mucho tiempo una capa esencial de la seguridad energética: el colchón que permite al mercado absorber interrupciones imprevistas sin un repunte de precios ni una carrera por suministros alternativos. Esta aparente indisponibilidad importó durante la crisis de Ormuz precisamente porque se esperaba que el colchón funcionara de forma automática, una expectativa que la crisis no confirmó. Ello deja al descubierto un supuesto central de la literatura: que la capacidad excedentaria, por sí sola, es una medida suficiente del poder de mercado de la OPEP. Pierru, Smith y Zamrik (2018) lo ejemplifican al cuantificar el valor estabilizador de la capacidad de reserva de la OPEP mientras asumen implícitamente su activación inmediata y su acceso sin trabas a los mercados internacionales. Este supuesto de exportabilidad automática nunca se había puesto seriamente a prueba hasta Ormuz.

Las implicaciones van más allá de la propia crisis. Si el valor de la capacidad excedentaria depende de la exportabilidad y no solo del volumen, el enfoque basado en cuotas con el que la OPEP+ la gestiona podría a su vez necesitar una reconsideración. La salida de los Emiratos Árabes Unidos de la OPEP+ en mayo de 2026, impulsada en parte por su ambición de ampliar su capacidad exportadora, ofrece una primera señal. A medida que la capacidad de entrega cobra tanta importancia como el volumen, los productores podrían competir cada vez más en infraestructura en lugar de aceptar límites a una producción que no se les permite utilizar.

Este documento propone relajar dicho supuesto introduciendo dos ajustes sucesivos a la medida nominal de la capacidad excedentaria. El primero, un ajuste por capacidad de entrega (Deliverability Adjusted Spare Capacity, DASC), distingue la capacidad excedentaria que sigue siendo efectivamente exportable de aquella que, aunque físicamente disponible, queda atrapada tras el punto de estrangulamiento. El segundo, un ajuste por adaptabilidad, evalúa la capacidad de cada productor para restablecer, en un horizonte de medio plazo de inversión y expansión de infraestructura, una oferta efectivamente entregable al mercado mundial.

La OPEP, fundada en 1960, es la organización intergubernamental que coordina la política petrolera entre sus Estados miembros (once a mayo de 2026, tras la salida de los Emiratos Árabes Unidos). La OPEP+, creada en 2016, amplía esta coordinación a un grupo más amplio de productores no pertenecientes a la OPEP, en particular Rusia, Kazajistán, Omán y Azerbaiyán, que en conjunto representan aproximadamente la mitad de la producción mundial de petróleo.

La capacidad excedentaria es la producción que puede ponerse en marcha en un plazo de 30 a 90 días y mantenerse en el tiempo (AIE, EIA), un concepto aplicable a cualquier productor de petróleo, incluidos países ajenos a la OPEP+ como Estados Unidos. A día de hoy, la mayor parte de la capacidad excedentaria mundial disponible de inmediato se concentra en la OPEP+, en gran medida como resultado deliberado de una contención coordinada de la oferta destinada a equilibrar los mercados y sostener la estabilidad de los precios.

01 | Ajuste por capacidad de entrega (disponibilidad actual)

Si la capacidad excedentaria se ha considerado durante tanto tiempo el seguro definitivo del mercado petrolero frente a las interrupciones, ¿contra qué protege realmente ese seguro una vez que el propio colchón ya no puede llegar al mercado? Antes del cierre del estrecho de Ormuz, la capacidad excedentaria de la OPEP+ era ya un recurso menguante y cada vez más concentrado. Tras el cierre, la mayor parte de esa capacidad resultó ser totalmente inalcanzable. ¿Qué parte de la capacidad excedentaria nominal puede considerarse genuinamente disponible una vez que se tienen en cuenta tanto la erosión estructural como la exportabilidad física? ¿Y cómo puede medirse esa capacidad «efectiva»?

El primer ajuste aborda una transformación estructural del mercado petrolero mundial. Desde principios de la década de 2000, la capacidad de producción excedentaria de la OPEP se ha convertido en una proporción cada vez menor de la producción mundial de crudo (Figura 1): desde un máximo del 14,5 % en 2002 hasta una meseta persistente de aproximadamente el 2–7 % desde entonces, y apenas el 1,0 % en los datos parciales de 2026 (7 meses de datos reales). Esta ruptura estructural fue desencadenada, no gradual: la capacidad excedentaria se desplomó del 14,5 % en 2002 al 2,3 % en 2003 (una caída de 12,2 puntos porcentuales en un solo año), cuando la huelga petrolera venezolana y la invasión de Irak obligaron a los demás productores, principalmente Arabia Saudí, a recurrir a su colchón. Nunca se reconstituyó hasta su nivel anterior, salvo repuntes temporales impulsados por crisis hasta el 7,1 % en 2010 (crisis financiera) y el 5,7 % en 2020 (desplome de la demanda por la COVID), ambos desvanecidos en pocos años. En 2025 se situaba en el 4,3 %. El colchón restante está además muy concentrado (Figura 1, panel superior): Arabia Saudí por sí sola ha representado aproximadamente el 70–75 % de la capacidad excedentaria de la OPEP registrada en la mayoría de los años desde 2003, siendo Irak y Kuwait los únicos otros contribuyentes sistemáticamente relevantes, mientras que Irán, Libia y Venezuela aportan cifras cercanas a cero, al quedar su capacidad nominal excluida de la definición de capacidad «excedentaria» de la EIA debido a las sanciones o a una producción perturbada.

Esta erosión del peso individual de la OPEP en el mercado llegó a su punto culminante en la guerra de precios de 2014–2016, cuando Arabia Saudí abandonó su papel tradicional de productor de ajuste (swing producer) e inundó el mercado en un intento explícito de expulsar mediante los precios a los productores estadounidenses de esquisto. Los perforadores de esquisto, en cambio, recortaron costes y siguieron produciendo, y el Brent cayó de más de 115 $/barril a mediados de 2014 a menos de 30 $/barril en enero de 2016. El fracaso de esta estrategia motivó la creación de la OPEP+ en diciembre de 2016, reuniendo a los miembros de la OPEP con productores no pertenecientes a ella, en particular Rusia, para gestionar la oferta de forma colectiva en lugar de competir en volumen. La nueva coalición pretendía restaurar una influencia sobre los precios que Arabia Saudí acababa de demostrar que ya no podía asegurar actuando en solitario. Sin embargo, la ampliación de la coalición, concebida para restablecer la estabilidad de precios y no para revertir la concentración de la capacidad excedentaria, no alteró esa tendencia de fondo: el colchón restante se ha concentrado cada vez más en un reducido número de productores del Golfo, con Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos (antes de su salida en 2026), Irak y Kuwait representando en conjunto aproximadamente el 90 % de la capacidad excedentaria nominal total de la OPEP+ (EIA; evaluaciones de mercado de la OPEP+, abril de 2026). Desde entonces se ha acentuado aún más con la salida de los Emiratos de la OPEP+ en mayo de 2026.

La literatura económica ha asumido que disponer de capacidad excedentaria equivale a poder utilizarla. Desde esta perspectiva, la capacidad excedentaria actúa como un mecanismo de seguro para los mercados petroleros mundiales al permitir a los productores compensar interrupciones imprevistas del suministro. Pierru, Smith y Zamrik (2018), por ejemplo, muestran hasta qué punto la capacidad de reserva de la OPEP+ ha estabilizado los mercados, mientras que Nakov y Nuño (2013) atribuyen el dominio de Arabia Saudí a su capacidad para aumentar la producción con rapidez. McNally (2017) añade profundidad histórica al trazar la evolución del papel de productor de ajuste a lo largo del tiempo: desde el control informal del mercado por Standard Oil antes de 1911, pasando por las cuotas de producción de la Texas Railroad Commission que estabilizaron los precios entre los años treinta y sesenta, hasta la OPEP y Arabia Saudí después de 1973, con Riad asumiendo el grueso de ese papel en los años ochenta al recortar sus propias exportaciones de unos 10 mb/d a 3 mb/d entre 1980 y 1986 para defender los precios. Estos relatos comparten un supuesto común: que la capacidad excedentaria, una vez activada, está inmediatamente disponible para el mercado.

Una segunda corriente se centra en la OPEP+ como institución y no en sus activos productivos. Colgan (2014) sostiene que la influencia de la OPEP+ se ha sobreestimado con frecuencia y que su coordinación política importa más que su contención efectiva de la producción. Más recientemente, Fattouh y Economou (2025) argumentan que el desmantelamiento de los recortes voluntarios de producción refleja una evolución estructural de la función de reacción de la OPEP+. Con todo, ya se interprete el poder de mercado como capacidad productiva o como coordinación política, ambos enfoques siguen evaluándolo a través de la producción nominal.

Sin embargo, ante un cierre completo del estrecho de Ormuz, la capacidad excedentaria nominal se convierte en un indicador inadecuado porque ignora una nueva restricción vinculante: la exportabilidad.

La exposición al estrecho de Ormuz opera a través de varias capas logísticas, no solo del volumen. Entre otros factores, el tipo de buque que una ruta puede cargar, la disponibilidad de infraestructura de transbordo y la distancia a los mercados finales determinan si un barril nominal de capacidad excedentaria llega alguna vez a convertirse en un barril entregado.

Los datos del Sistema de Identificación Automática (AIS, datos de transpondedores de seguimiento de buques) confirman que la interrupción es principalmente un choque de exportación más que un choque de producción. Ambos índices se desploman desde su nivel de referencia de 2025 hasta casi cero en cuestión de días tras el cierre del 28 de febrero y permanecen ahí durante unos tres meses. Tras el memorando de entendimiento del 17 de junio, se recuperan solo parcialmente, alcanzando un máximo por debajo de la mitad de los niveles previos a la crisis antes de volver a debilitarse, lo que muestra que, debido a los ataques prolongados y a la actividad militar en el estrecho, los flujos marítimos no se han reanudado por completo ni siquiera tras la desescalada formal. La capacidad excedentaria nominal deja, por tanto, de ser una medida fiable de la flexibilidad del mercado en cuanto una parte de ella ya no puede llegar a los mercados consumidores.

La política de producción coordinada (la palanca tradicional mediante la cual la OPEP+ ha ejercido su poder de mercado) sigue siendo relevante, pero ya no es suficiente por sí sola, pues la logística se ha convertido en un factor igualmente decisivo. La retirada de los Emiratos Árabes Unidos de la OPEP y la OPEP+ en mayo de 2026 lo confirma: dado que la capacidad física de exportación, más que la contención coordinada, determina cada vez más la influencia en el mercado, permanecer sujeto a un sistema de cuotas basado en la política de producción ofrece un valor decreciente.

Este desplazamiento de la política a la logística motiva la construcción de una capacidad excedentaria ajustada por capacidad de entrega (Deliverability Adjusted Spare Capacity, DASC), que distingue entre la capacidad de producción excedentaria que aún puede llegar a los mercados internacionales y la capacidad excedentaria que sigue físicamente disponible pero queda efectivamente atrapada tras la interrupción.

Los productores de la OPEP+ varían considerablemente en su exposición al estrecho de Ormuz y se dividen en tres categorías según dicha exposición. El primer grupo dispone de infraestructura de circunvalación parcial (un oleoducto capaz de desviar parte del crudo hacia una costa fuera del Golfo), de modo que una porción de su capacidad excedentaria sigue siendo entregable, limitada por el caudal excedentario del que realmente dispone ese oleoducto. El segundo grupo carece por completo de ruta de exportación alternativa: la totalidad de su capacidad excedentaria depende del tránsito marítimo por el estrecho y, por tanto, queda completamente atrapada una vez cerrado. Las exportaciones del tercer grupo nunca dependieron de Ormuz, ya sea porque embarcan desde terminales orientadas al Atlántico, al mar Negro o al Pacífico; para estos productores, la capacidad excedentaria nominal y la entregable son en la práctica la misma.

Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos e Irak, a menor escala, ilustran la primera categoría. El oleoducto Este–Oeste saudí recorre 1.200 km desde el complejo de procesamiento de Abqaiq, en la Provincia Oriental, hasta la terminal de exportación de Yanbu en el mar Rojo. El Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP) emiratí, también conocido como oleoducto Habshan–Fuyaira, va desde los yacimientos terrestres de Habshan hasta la terminal de exportación de Fuyaira en el golfo de Omán. Irak cuenta con una ruta limitada a través del oleoducto Kirkuk–Ceyhan hacia el Mediterráneo, aunque este solo conecta con los yacimientos del norte y no puede alcanzar el grueso de la producción nacional, centrado en Basora. La magnitud de lo que cada ruta podía transportar realmente se entiende mejor, no obstante, comparando el uso previo al conflicto con lo que vino después, algo que los párrafos siguientes abordan ruta por ruta.

El oleoducto Este-Oeste saudí transporta únicamente crudo. Antes del cierre, transportaba normalmente apenas 0,8 a 1,0 mb/d, una fracción incluso de su capacidad de diseño original de 5 mb/d, porque funcionaba como infraestructura de contingencia y no como ruta de exportación principal, dejando varios millones de barriles diarios de margen preexistente (S&P Global, junio de 2025). Su capacidad ya se había ampliado a 7 mb/d antes del cierre, aunque esa capacidad ampliada nunca se había explotado realmente a pleno rendimiento. Desde el cierre, Aramco ha empujado los flujos hacia ese techo: el 10 de marzo de 2026, la compañía declaró que podrían ponerse a disposición para la exportación unos 5 mb/d, destinándose el resto a las refinerías nacionales (Al Jazeera, marzo de 2026). Incluso esa cifra sobreestimaba los volúmenes entregables: los atraques de Yanbu solo pueden cargar en torno a 4–4,5 mb/d, y en junio de 2026 las cargas reales se situaban en apenas 4,1 mb/d, aproximadamente el 64 % de lo que normalmente transitaba por Ormuz, dejando a la terminal gestionando el 92 % de las exportaciones marítimas saudíes sin ningún plan público de ampliación de su capacidad de carga (Kpler, junio de 2026; AIE).

Pese a contar con la mayor ruta de circunvalación de los tres productores, Arabia Saudí sigue enfrentándose a una restricción logística adicional una vez que el crudo llega a Yanbu: la entrega posterior a su principal mercado asiático. La mayoría de las exportaciones desde Yanbu se cargan en grandes petroleros (VLCC) que normalmente transitan por Bab el-Mandeb. Las amenazas hutíes al tráfico marítimo en ese corredor, sin embargo, han puesto periódicamente en riesgo esta ruta, planteando la posibilidad de desviar los cargamentos hacia el norte por Suez, un paso que estos buques no pueden realizar a plena carga, lo que exige aligerar parte del cargamento a través del oleoducto egipcio SUMED o cambiar a buques Suezmax más pequeños, opciones ambas que añaden tiempo y coste (Al Jazeera, julio de 2026). Esta restricción dejó de ser teórica en julio de 2026, cuando las amenazas hutíes al tráfico marítimo en el mar Rojo obligaron a algunos cargamentos cargados en Yanbu a desviarse hacia Suez en lugar de navegar hacia el sur como de costumbre.

Peor aún, lo ocurrido el 10 de septiembre de 2026 ilustra a la perfección esa fragilidad. Ataques con drones alcanzaron estaciones de bombeo a lo largo del oleoducto Este-Oeste. En consecuencia, el Ministerio de Energía saudí confirmó al día siguiente que el oleoducto había sido cerrado como medida de precaución. La pérdida es total, no marginal: una ruta que venía entregando en torno a 4,1 mb/d a Yanbu desde junio, cifra ya correspondiente a dos tercios de las capacidades iniciales, cayó a cero. Al no haberse comunicado calendario de restablecimiento ni cifra de caudal parcial para el periodo de cierre, fijamos en cero la capacidad de circunvalación entregable de Arabia Saudí para la ventana afectada. Con la Figura 2 interactiva extendemos este supuesto a todo el periodo 2003-2026. Así, la Figura 2 permite al lector comparar la evolución de nuestra DASC para Arabia Saudí con o sin Petroline, aislando exactamente hasta qué punto el país ha dependido de este único oleoducto de 1.200 km, físicamente indefenso, y de su papel estructural, en lugar de una verdadera diversidad de rutas de exportación. Este acontecimiento tan reciente encarna la fragilidad de Arabia Saudí. La capacidad entregable solo se sostiene si la infraestructura que la respalda sobrevive, y el cierre de Petroline demuestra que nada debe darse por sentado.El oleoducto ADCOP emiratí tenía desde el principio mucho menos margen. Antes del conflicto, ya transportaba en torno a 1,5 mb/d, más de la mitad de las exportaciones diarias de crudo de los Emiratos, cerca de su capacidad nominal original, frente a un techo técnico declarado de 1,8 mb/d (CNBC, marzo de 2026; Global Energy Monitor). Ese estrecho margen explica por qué ADNOC decidió acelerar la duplicación de la capacidad de ADCOP hasta 3 mb/d en un plazo de 12 a 18 meses desde el cierre, en lugar de simplemente exigir más al oleoducto existente (Seatrade Maritime, mayo de 2026). La salida de los Emiratos de la OPEP y la OPEP+ obedeció solo en parte a la insatisfacción con el proceso de fijación de cuotas; también reflejó un cálculo logístico. Liberados de los techos de producción coordinados, los Emiratos podían perseguir una estrategia de expansión independiente, con el objetivo de 5 mb/d de producción (IER, mayo de 2026) junto con esta ampliación del oleoducto. Permanecer dentro de la OPEP+ habría significado construir una capacidad de exportación que no se les permitía utilizar plenamente.

Kuwait se sitúa en el extremo opuesto. Sin ningún oleoducto que conecte sus yacimientos con una costa fuera del Golfo, la totalidad de su capacidad excedentaria, modesta pero real, de unos 0,4 mb/d, quedó completamente atrapada en el momento en que se cerró el estrecho, sin ninguna solución parcial existente.

Irak posee una ruta de exportación alternativa limitada a través del oleoducto Irak–Turquía (Kirkuk–Ceyhan), que conecta los yacimientos petrolíferos del norte con Turquía, una ruta que también se ha visto interrumpida de forma intermitente por disputas de gobernanza entre Bagdad y el Gobierno Regional del Kurdistán sobre el control de las exportaciones. Dado que la mayor parte de la producción iraquí procede de la región meridional de Basora, este corredor evacúa solo una fracción de la producción nacional. Irak lo ha compensado en parte transportando crudo en camiones hacia Siria, y hay negociaciones en curso, respaldadas por la administración estadounidense, para reactivar un trazado de oleoducto a través del territorio sirio. Aun así, la mayor parte de la capacidad excedentaria de Irak sigue efectivamente atrapada.

En consecuencia, la DASC ofrece una instantánea de la capacidad de entrega inmediata bajo una configuración de infraestructura dada, pero esa instantánea es en sí misma incompleta. Incluso los barriles clasificados como «entregables» no tienen todos el mismo valor: el crudo que llega a Yanbu afronta todavía un segundo tramo logístico, el transbordo en Suez y el paso por el cabo de Buena Esperanza, para llegar a los mercados asiáticos que absorbían la mayor parte de los volúmenes de Ormuz antes de la crisis, lo que eleva los costes de flete y reduce la disponibilidad efectiva de petroleros. Una clasificación binaria entregable/atrapado subestima, por tanto, hasta qué punto la resiliencia depende realmente del coste, el enrutamiento y el acceso al mercado, y no solo del caudal físico. La capacidad de entrega tampoco es estática: una interrupción puede atrapar temporalmente parte de la capacidad excedentaria mundial, pero los productores difieren sustancialmente en su capacidad para restablecer una oferta entregable mediante inversión, expansión de infraestructura y adaptación operativa. Ello plantea una segunda pregunta: más allá de la capacidad que sigue disponible hoy, ¿qué productores son capaces de mantener, reconstruir y mejorar la competitividad de la flexibilidad del mercado a lo largo del tiempo?

02 | Adaptabilidad: reconstruir la capacidad entregable a lo largo del tiempo

Deliberadamente conservadora, la DASC contabiliza únicamente la capacidad de entrega operativa. Pero deja sin responder una cuestión distinta, que esta sección aborda: no si la propia DASC debería ajustarse al alza a medida que entra en funcionamiento nueva infraestructura de circunvalación, sino qué productores están mejor posicionados para convertir con mayor rapidez un proyecto anunciado en capacidad confirmada. Los casos de Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos resultan muy ilustrativos, pues ambos productores han anunciado o iniciado inversiones para ampliar infraestructura de exportación alternativa. La pregunta es cuál de los dos puede convertir antes ese anuncio en barriles entregables.

Como subrayan Cherp y Jewell (2014), la seguridad energética no debe entenderse únicamente como la disponibilidad de recursos, sino también como la capacidad de los sistemas energéticos para resistir, adaptarse y recuperarse de las interrupciones. Aplicada a los mercados petroleros, la resiliencia depende, por tanto, no solo de los activos productivos existentes, sino también de las capacidades financieras e industriales que permiten a los productores restablecer una oferta efectiva a lo largo del tiempo.

La adaptabilidad puede entenderse como un concepto multidimensional que refleja la capacidad de un productor para restablecer una oferta entregable tras una interrupción prolongada. Depende conjuntamente de la capacidad financiera del productor, de su entorno institucional y de gobernanza, de su base de infraestructura existente, de sus características geográficas y de su exposición a la dependencia de puntos de estrangulamiento. Estas dimensiones determinan conjuntamente tanto la viabilidad como la rapidez con que puede llevarse al mercado capacidad entregable adicional. En consecuencia, operacionalizamos la adaptabilidad mediante un índice de cinco pilares (financiero, gobernanza, infraestructura, geográfico y puntos de estrangulamiento) descrito en detalle en el Anexo. De este modo, el marco propuesto complementa la DASC al desplazar el análisis de la disponibilidad inmediata de la oferta hacia las condiciones estructurales en las que se reconstruye la resiliencia del mercado a lo largo del tiempo.

Entre los miembros de la OPEP con una verdadera dependencia estructural de un punto de estrangulamiento marítimo, Arabia Saudí destaca en dos de los cinco pilares¹. Lidera con claridad la OPEP+ en la dimensión financiera (0,695, frente a 0,558 de Kuwait, el siguiente), apoyada en los 1.038.000 millones de USD en activos bajo gestión del Public Investment Fund — constantes en todo el panel al tratarse de una única instantánea de 2026 y no de una serie temporal — y en unas reservas de divisas comparativamente sólidas, de aproximadamente 460.000–515.000 millones de USD en 2017–2025. Esta fortaleza financiera ha coexistido, no obstante, con un marcado aumento de la deuda pública bruta, del 16,0 % del PIB en 2017 al 31,7 % en 2025 debido a la diversificación económica. Arabia Saudí también lidera la OPEP en infraestructura (0,540). En gobernanza, el reino va por detrás de Kuwait². En características geográficas, va por detrás de Irán; y en resiliencia frente a puntos de estrangulamiento en concreto, su puntuación (0,223) se mantiene muy por debajo de la de los Emiratos Árabes Unidos (0,566) — no porque Arabia Saudí no canalice crudo por su ruta de circunvalación (Petroline ya transporta en torno al 22–28 % de las exportaciones fuera de Ormuz, proporción creciente tras la ampliación de la capacidad a 7 mb/d en 2025), sino porque esa ruta de circunvalación no está en sí misma libre de puntos de estrangulamiento: el crudo que llega a Yanbu en el mar Rojo debe transitar todavía por Bab el-Mandeb — expuesto a su vez a los ataques hutíes — o tomar la ruta más larga alrededor del cabo de Buena Esperanza para llegar a los mercados asiáticos que absorben la mayor parte de las exportaciones saudíes. El ataque con drones del 10 de septiembre de 2026 que dejó a Petroline completamente fuera de servicio evidencia la misma fragilidad aguas arriba: toda la ruta está expuesta no solo en su punto final aguas abajo, sino a lo largo de todo su recorrido³. Por el contrario, la ruta ADCOP emiratí hacia Fuyaira, en el golfo de Omán, desemboca directamente en aguas internacionales sin ningún punto de estrangulamiento secundario. La ruta de circunvalación de Arabia Saudí reduce, por tanto, la exposición específica a Ormuz sin eliminar por completo la dependencia de puntos de estrangulamiento — una distinción que el componente de exposición residual de la circunvalación del marco está diseñado para captar.Esa brecha entre capacidad instalada y resiliencia realizada es en sí misma informativa: sugiere que el desafío de adaptabilidad a corto plazo del reino reside menos en construir más infraestructura de circunvalación, capacidad que en gran medida ya posee, que en los ajustes comerciales y logísticos necesarios para canalizar por ella una mayor proporción de las exportaciones existentes.

Mientras Arabia Saudí representa el caso de referencia en escala financiera, los Emiratos Árabes Unidos demuestran un grado de adaptabilidad comparable por una vía distinta: lideran la muestra completa de 22 países en adaptabilidad compuesta (0,786), con la puntuación de gobernanza más alta de la muestra (0,889), reflejo de un entorno institucional bien adaptado a la ejecución de proyectos a gran escala, y una puntuación financiera (0,727) que supera por poco a la de Arabia Saudí. En lugar de igualar la escala de la inversión saudí en circunvalación, el Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP) emiratí, que conecta la producción del interior con la terminal de Fuyaira en el golfo de Omán y evita por completo el estrecho de Ormuz, ofrece apenas 1,8 mb/d de capacidad frente a los 5 mb/d de Petroline. Otro oleoducto, West-East 1, está en construcción y apunta a unos 1,5 mb/d adicionales, con finalización prevista para 2027, algo que aún no se refleja en la ventana 2017–2025 de este panel. Pese a su menor capacidad absoluta, los Emiratos registran la puntuación de resiliencia frente a puntos de estrangulamiento más alta entre los productores genuinamente expuestos de la muestra (0,566, frente a 0,223 de Arabia Saudí), porque Fuyaira desemboca directamente en el golfo de Omán sin ningún punto de estrangulamiento secundario aguas abajo, a diferencia de Yanbu, que sigue exigiendo transitar por Bab el-Mandeb o rodear el cabo de Buena Esperanza para llegar a los mercados asiáticos. El contraste no es, por tanto, de esfuerzo o de utilización, sino de geografía de las rutas: una circunvalación más corta hacia aguas verdaderamente abiertas supera a una más larga que cambia un punto de estrangulamiento por otro.

Sin embargo, la fortaleza financiera por sí sola no se traduce necesariamente en una adaptabilidad comparable. Kuwait ilustra los límites de apoyarse principalmente en los recursos financieros. Aunque el país posee uno de los mayores fondos soberanos del mundo (1.011.000 millones de USD) y, por tanto, afronta pocas restricciones para movilizar capital, su capacidad para convertir los recursos financieros en capacidad entregable adicional sigue siendo comparativamente limitada: sus puntuaciones de infraestructura quedan por detrás de las de Arabia Saudí y los Emiratos, y carece de cualquier tipo de infraestructura de circunvalación. La geografía agrava el problema: la única fachada costera de Kuwait da al Golfo directamente hacia el estrecho de Ormuz, y la costa alternativa más cercana se encuentra a unos 1.150 km, accesible solo atravesando el territorio de otro país. La totalidad de las exportaciones de crudo de Kuwait transita por el estrecho de Ormuz (el 100 % durante todo el periodo 2017–2025, sin ruta alternativa), lo que lo sitúa, junto con Baréin, entre los productores más expuestos de la muestra con independencia de su capacidad financiera para construir eventualmente una.

Rusia ocupa una posición singular dentro del marco de adaptabilidad. Su puntuación de resiliencia frente a puntos de estrangulamiento (0,879, entre las más altas de la muestra) refleja una verdadera diversificación estructural: el corredor del Pacífico ESPO/Kozmino, las terminales árticas y el oleoducto Druzhba hacia Europa Central mantienen conjuntamente baja su exposición al punto de estrangulamiento primario (11–13 %) y en gran medida libre de puntos de estrangulamiento. Su puntuación financiera (0,651) también ocupa el tercer lugar de la muestra, sobre el papel, pero refleja colchones macroeconómicos (reservas de divisas, una prima de riesgo medida baja) más que un acceso real al capital, que las sanciones restringen desde 2022. La restricción más clara es institucional: la puntuación de gobernanza de Rusia (0,455) se sitúa por debajo de la media de la muestra, impulsada por un marcado deterioro de los indicadores de Estado de derecho y estabilidad política a partir de 2022 que persiste, sin cambios, hasta 2025. Rusia ilustra así un modo de fallo distinto: una fuerte diversificación física y geográfica no garantiza, por sí sola, la adaptabilidad cuando el entorno institucional y de financiación limita la capacidad de aprovechar esa diversificación.

En cambio, Estados Unidos podría mostrar una tercera vía: al quedar fuera de la muestra de 22 países analizada en esta nota, no recibe aquí puntuación. No obstante, merece una mención. Estados Unidos se ha convertido en el mayor productor mundial de petróleo. En cuanto a exportación, no depende en gran medida de un único punto de estrangulamiento (salvo el canal de Panamá), ya que la mayor cuenca exportadora se encuentra en el golfo de México. Respecto a la capacidad excedentaria, el sector petrolero estadounidense está dominado por empresas privadas con capacidad para producir más con mayor rapidez, aunque con costes de producción superiores a los de los productores del Golfo. Precisamente estas características diferentes han puesto bajo presión la capacidad excedentaria de la OPEP.

Conclusión

La capacidad excedentaria nominal no se traduce necesariamente en poder de mercado. De hecho, la crisis de Ormuz muestra que lo que importa es la capacidad de entrega, no el volumen en sí, puesto que una gran parte del colchón de la OPEP+ resultó inalcanzable una vez cerrada su principal ruta de exportación. Esa brecha es desigual y no fija: la capacidad de los productores para reconstruir una oferta entregable a lo largo del tiempo depende de factores financieros, de gobernanza y de infraestructura que varían acusadamente dentro de la coalición. Este cambio ya está remodelando el comportamiento de los productores, como muestra la salida de los Emiratos Árabes Unidos de la OPEP+ en 2026, una vez que la capacidad de entrega empieza a rivalizar con el volumen como base del poder de mercado. Las políticas de producción (coordinadas) siguen siendo importantes; sin embargo, la logística de exportación gana relevancia como característica definitoria clave del poder de mercado y de la relevancia geopolítica, como ilustra la retirada de los Emiratos de la OPEP. En consecuencia, este cambio provoca también alteraciones significativas para la seguridad energética a la luz de la volatilidad de los acontecimientos. A medida que la infraestructura fija resulta más fácil de atacar y más difícil de defender por completo, la seguridad energética puede dejar de significar prevenir la interrupción para pasar a significar gestionar cómo resiste un sistema una vez que la interrupción es inevitable, y, con ese criterio, un colchón de capacidad excedentaria que no puede llegar al mercado no es resiliencia en absoluto, como muestran los ataques al oleoducto Este-Oeste saudí.

Anexo: Construcción del índice de adaptabilidad de cinco pilares

El índice de cinco pilares se construye a partir de un panel de 22 países de la OPEP y la OPEP+ durante 2017–2025. Cada pilar agrega un conjunto de indicadores estructurales en una única puntuación normalizada entre 0 y 1, donde los valores más altos reflejan una mayor fortaleza o resiliencia estructural en esa dimensión.

• Normalización. Dentro de cada año, cada indicador bruto se reescala a [0,1] dividiendo el valor de cada país por el máximo observado en el grupo ese año (método de la proporción bruta). Cuando un indicador está orientado de forma natural de modo que los valores más bajos reflejan un mejor desempeño — deuda pública bruta, prima de riesgo país, puntuación de Estado frágil — el signo se invierte antes de la normalización. Los indicadores de cada pilar se promedian después con igual ponderación para obtener la puntuación del pilar.
• El pilar financiero combina seis indicadores: la deuda pública bruta como porcentaje del PIB (FMI, World Economic Outlook), la prima de riesgo país (Damodaran), el índice de independencia del banco central (Romelli et al.), las entradas de IED, las reservas de divisas (Banco Mundial, WDI) y los activos de los fondos soberanos (SWFI, instantánea de 2026, mantenida constante en todos los años del panel). Los dos primeros se invierten antes de la normalización.
• El pilar de gobernanza combina siete indicadores procedentes de dos fuentes: los Worldwide Governance Indicators de V-Dem/Banco Mundial (control de la corrupción, Estado de derecho, estabilidad política, eficacia gubernamental), la puntuación Ease of Doing Business del Banco Mundial, el Fragile States Index (Fund for Peace) y el índice de cuota diplomática (Pardee Institute, FBIC). La puntuación de Estados frágiles se invierte antes de la normalización.
• El pilar de infraestructura combina dos indicadores: el tráfico portuario de contenedores en TEU y la puntuación global del Logistics Performance Index, ambos del Banco Mundial. La carga aérea se excluyó por resultar conceptualmente irrelevante para la logística de exportación de petróleo y gas.
• El pilar geográfico está representado por una única puntuación compuesta (GEO_SCORE, 0–100) que refleja la multiplicidad de fachadas marítimas de exportación (ponderación 0,7) y la proximidad de una costa alternativa (ponderación 0,3), construida a partir de datos recopilados manualmente sobre las características del litoral, la tipología de fachadas y la condición de país sin litoral.
• El pilar de exposición a puntos de estrangulamiento está representado por una única puntuación compuesta, CHK_RESILIENCE_SCORE (0–100, donde un valor más alto indica mayor resiliencia), construida a partir de datos recopilados manualmente como 100 menos CHK_EXPOSURE_SCORE. CHK_EXPOSURE_SCORE combina a su vez la proporción de exportaciones de crudo que transita por el punto de estrangulamiento primario (ponderación 0,7) y la exposición residual a puntos de estrangulamiento de cualquier ruta de circunvalación (ponderación 0,3), reflejando que una ruta de circunvalación solo está parcialmente libre de puntos de estrangulamiento si sigue requiriendo el tránsito por un tercer país o por un punto de estrangulamiento secundario. Una versión anterior de este pilar promediaba CHK_EXPOSURE_SCORE y CHK_RESILIENCE_SCORE conjuntamente; dado que ambos son complementos exactos por construcción, ello producía una puntuación constante y no informativa de 0,5 para cada par país-año, y se ha corregido para utilizar únicamente CHK_RESILIENCE_SCORE. Ambas puntuaciones subyacentes fueron desarrolladas por O. [apellido] y se describen en detalle en la nota técnica adjunta.
• La capacidad de circunvalación absoluta (chk_bypass_capacity_mbd, en mb/d) se reporta por separado junto a la puntuación del pilar de puntos de estrangulamiento cuando resulta pertinente en el texto, para distinguir la escala de la infraestructura de circunvalación de un productor de la proporción de sus exportaciones que realmente se canaliza por ella, una distinción que la puntuación normalizada del pilar por sí sola no transmite.