En un contexto global donde la energía sigue siendo un pilar estratégico, el petróleo iraní -sobre todo las variedades Iranian Light Crude Oil (Irán Light), Iranian Heavy Crude Oil (Irán Heavy) representa no solo una fuente de riqueza nacional, sino también un epicentro de tensiones internacionales.
Irán, como uno de los principales actores en el mercado petrolero, enfrenta un equilibrio precario entre sus vastas reservas, su capacidad productiva y el peso de las sanciones económicas. Esta nota periodística ofrece un panorama exhaustivo y actualizado al 2026, para entender todo lo esencial sobre este recurso vital.
Historia de la industria petrolera en Irán
La explotación del petróleo en Irán data de principios del siglo XX, con el descubrimiento del primer pozo comercial en 1908 por la Anglo-Persian Oil Company (predecesora de BP). Durante la década de 1970, bajo el régimen del Shah, Irán alcanzó su pico histórico de producción en 1974, con más de 6 millones de barriles por día (bpd). La Revolución Islámica de 1979, seguida de la Guerra Irán-Irak (1980-1988), marcó un declive significativo, agravado por sanciones internacionales y la nacionalización de la industria bajo la National Iranian Oil Company (NIOC).
A pesar de estos obstáculos, Irán ha mantenido su posición como miembro fundador de la OPEP, aunque exento de cuotas de producción debido a las restricciones externas. En las últimas décadas, el sector ha oscilado entre periodos de recuperación y retrocesos. Tras el Acuerdo Nuclear de 2015 (JCPOA), la producción se estabilizó en torno a los 3,8 millones de bpd, pero la retirada de EE.UU. del acuerdo en 2018 y la reimposición de sanciones llevaron a una caída hasta los 2 millones de bpd en 2020. Hoy, en 2026, Irán ha demostrado resiliencia, recuperando niveles cercanos a los previos a las sanciones mediante estrategias como descuentos en precios y rutas alternativas de exportación.
Reservas y producción actual
Irán posee las terceras reservas probadas de petróleo más grandes del mundo, con aproximadamente 208-209 mil millones de barriles al cierre de 2024, representando el 12% de las reservas globales y el 24% de las del Medio Oriente. Solo Venezuela y Arabia Saudita lo superan. Además, cuenta con las segundas reservas de gas natural más grandes, con 34 billones de metros cúbicos, equivalentes al 17% mundial.
En términos de producción, Irán es el cuarto mayor productor de crudo dentro de la OPEP y el noveno a nivel global. En noviembre de 2025, la producción alcanzó los 3.5 millones de bpd, un incremento significativo desde los 2.9 millones en 2019, a pesar de las sanciones. Para 2023, la producción total de líquidos (incluyendo condensados y gases licuados) promedió 4 millones de bpd, con 2.9 millones correspondientes a crudo puro. Sin embargo, el sector sufre de subinversión: se estima que requiere al menos 3 mil millones de dólares para recuperar 400 mil bpd perdidos desde 2018, y sin intervenciones, podría caer a 2.75 millones de bpd para 2028. Los campos principales se concentran en Khuzestán, cerca de la frontera con Irak, y en islas como Kharg, que maneja la mayoría de las exportaciones.
Aspecto Datos Clave (2025-2026) Reservas Probadas de Crudo 208-209 mil millones de barriles Producción Diaria de Crudo 3.2-3.5 millones de bpd Producción Total de Líquidos aprox. 4 millones de bpd Reservas de Gas Natural 34 billones de m³
Proceso de producción del petróleo iraní
La producción de petróleo en Irán sigue un proceso estándar en la industria, adaptado a sus campos maduros y condiciones geológicas. Se inicia con la exploración sísmica y perforación de pozos exploratorios para identificar reservas, principalmente en la región suroccidental (como los campos supergigantes de Ahwaz, Gachsaran y Marun) y offshore en el Golfo Pérsico. Una vez confirmadas, se procede a la perforación de pozos de desarrollo.
La extracción se divide en fases: primaria (presión natural del yacimiento, recuperando 10-15% del petróleo); secundaria (inyección de agua o gas para mantener la presión, común en Irán y elevando la recuperación a 30-40%); y terciaria o recuperación mejorada (EOR), que Irán emplea extensivamente mediante inyección de gas, productos químicos o vapor para extraer hasta un 50-60% adicional en campos maduros. La NIOC opera la mayoría de los campos, con tecnologías como bombas de subsuelo y plataformas offshore.
Debido a sanciones, los reportes indican que Irán ha desarrollado capacidades locales, pero enfrenta desafíos en mantenimiento y acceso a tecnología avanzada, lo que reduce la eficiencia y acelera el declive natural de los yacimientos (estimado en 8-10% anual sin intervenciones).
Tipos de crudo iraní: Iranian Light, Iranian Heavy, Forozan, Soroosh, Lavan, Sirri y Cyrus
El petróleo iraní se clasifica en varios grados según su densidad (medida en grados API), contenido de azufre y otras propiedades, adaptados a diferentes refinerías globales. La mayoría son crudos "sour" (ácidos, con azufre >0.5%), de densidad media a pesada, ideales para mercados asiáticos con refinerías equipadas para procesar altos niveles de azufre.
Los principales grados exportados son Iranian Light e Iranian Heavy, con especificaciones oficiales de la NIOC.
- Iranian Light: Crudo ligero-medio con gravedad API de 33-36°, densidad específica de ~0.857 (a 15.56°C), contenido de azufre de 1.36-1.5% (sour moderado), viscosidad cinemática de ~16 mm²/s a 10°C, punto de fluidez de -8°C y bajo en metales pesados (níquel <10 ppm, vanadio <20 ppm). Ideal para producir gasolina y diésel de alto rendimiento, con un rendimiento de destilación que incluye ~20% de fracciones ligeras (hasta 150°C) y ~50% de medios (150-350°C). Es el más demandado en mercados asiáticos por su versatilidad.
- Iranian Heavy: Crudo pesado con gravedad API de 29-30°, densidad específica de 0.878, contenido de azufre de 1.77-2.24% (sour alto), viscosidad cinemática de ~30-40 mm²/s a 10°C, punto de fluidez de ~0°C y mayor contenido de asfaltenos (2-3%). Su destilación muestra 15% de fracciones ligeras y alto rendimiento en fuel oil pesado (30% por encima de 350°C). Utilizado en refinerías complejas para productos como fuel oil y asfalto.
Otros grados menores, producidos en campos específicos y a menudo mezclados para exportación, incluyen:
- Forozan (o Forouzan Blend): Crudo pesado (API 28-29°), alto en azufre (2.5-3%), similar a Iranian Heavy pero con mayor viscosidad; proviene de campos offshore y se usa en refinerías para productos pesados.
- Soroosh (o Soroush): Uno de los más pesados (API 19-20°), muy alto en azufre (3-4%) y asfaltenos, con alta viscosidad; extraído offshore, requiere diluyentes para transporte y es ideal para upgrading a crudos sintéticos.
- Lavan: Crudo ligero (API 36-37°), bajo en azufre (1-1.2%), de baja viscosidad; proviene de la isla Lavan y es valorado por su alto rendimiento en nafta y kerosene.
- Sirri: Ligero-medio (API 33-34°), azufre moderado (1.5%), similar a Iranian Light; de campos en la isla Sirri, con buen perfil para destilación atmosférica.
- Cyrus (o Darood): Mezcla especial (API ~30-32°), azufre ~2%, combinando crudos de varios campos; flexible para mercados específicos.
Estos crudos se exportan principalmente a través de terminales en el Golfo Pérsico, con Irán ofreciendo descuentos de 6-15 dólares por barril para contrarrestar sanciones, lo que reduce ingresos pero mantiene volúmenes.
Proceso de refinación del petróleo iraní
Irán refina su crudo principalmente para consumo doméstico (alrededor de 2 millones de bpd en capacidad instalada), con refinerías clave como Abadan (la más grande, aproximadamente 400 mil bpd), Isfahan y Teherán. El proceso se inicia con la destilación atmosférica, separando el crudo en fracciones por punto de ebullición: gases ligeros (metano, propano), nafta (para gasolina), kerosene (combustible de aviación), diésel y residuos pesados.
Los residuos van a destilación al vacío para extraer más diésel y lubricantes, seguido de cracking catalítico fluido (FCC) para romper moléculas pesadas en gasolina y olefinas. Dado el alto azufre en los crudos iraníes, se aplica hydrodesulfurización para remover impurezas, produciendo combustibles más limpios. Otras unidades incluyen reforming catalítico para octanaje en gasolina y alkilación para mejorar calidad. Irán ha invertido en upgrading para manejar crudos pesados como Soroosh, pero las sanciones limitan la modernización, lo que implica una dependencia de importaciones de gasolina pese a sus reservas.
En 2026, proyectos como la refinería de Persian Gulf Star aumentan la autosuficiencia, enfocándose en exportar productos refinados como diésel y fuel oil.
Exportaciones y mercados principales
Irán exporta entre 1.5 y 2.3 millones de bpd, un récord reciente pese a las restricciones, generando ingresos de unos 53 mil millones de dólares en 2023. China absorbe más del 90% de estas exportaciones, comprando a precios rebajados y utilizando rutas de transbordo en Malasia, Omán y Emiratos Árabes Unidos para evadir sanciones.
Otros mercados incluyen India, Corea del Sur y, en menor medida, Venezuela e Irak. En 2026, el almacenamiento flotante de crudo iraní alcanzó récords de 166-170 millones de barriles, debido a cuellos de botella en envíos y menor demanda china.
La dependencia de China expone vulnerabilidades: cualquier escalada en tarifas (aranceles) estadounidenses podría reducir estas exportaciones, impactando el 70-80% de los ingresos fiscales iraníes, que dependen del petróleo.
Impacto de las sanciones internacionales
Las sanciones, lideradas por EE.UU. bajo la política de “máxima presión” reimpuesta en 2025 por la administración Trump, han sido el mayor obstáculo. No prohíben directamente las exportaciones de petróleo, pero penalizan a bancos, navieras y compradores involucrados, enfocándose en la “flota sombra o fantasma” de tanqueros que transportan crudo iraní.
Desde 2018, las exportaciones cayeron de 2.6 millones de bpd a 400 mil en 2019, pero Irán ha eludido restricciones mediante descuentos y rutas alternativas, recuperando hasta 1.8 millones de bpd en 2024.
En 2026, protestas antigubernamentales en Irán han elevado los precios globales del petróleo en 3-4 dólares por barril debido a temores de disrupciones, sumados a ataques a tanqueros y tensiones geopolíticas. Si las sanciones se endurecen, los ingresos podrían caer por debajo de 18 mil millones de dólares anuales, exacerbando la inflación por encima del 90% y la depreciación de la moneda.
Perspectivas futuras y desafíos
Mirando hacia adelante, Irán podría elevar su producción a 3.8 millones de bpd en seis meses si se levantan sanciones, pero la subinversión crónica (déficit de 250 mil millones de dólares) y la competencia en campos compartidos (como South Pars con Qatar o West Karun con Irak) erosionan su potencial. La diversificación hacia gas natural y refinados es una prioridad, pero depende de inversiones extranjeras limitadas por riesgos geopolíticos.
En resumen, el petróleo iraní es un activo estratégico que sostiene la economía nacional, pero su futuro está atado a dinámicas globales: desde la demanda china hasta las políticas de Washington. En un mundo en transición energética, Irán debe navegar entre resiliencia y reforma para maximizar sus recursos sin ceder a presiones externas.Comparación con Venezuela:
Reservas y calidad del petróleo
Venezuela e Irán lideran en reservas probadas, pero difieren mucho en calidad.
Reservas probadas (2025):
- Venezuela: aproximadamente 303 mil millones de barriles (1° mundial).
- Irán: aproximadamente 208-209 mil millones de barriles (3° mundial).
Venezuela supera a Irán por 95 mil millones de barriles (46% más), pero la mayoría es extra pesada y costosa de extraer/refinar. La variedad venezolana es el Merey 16 o Merey crude.
Comparación de calidad del crudo:
Característica Venezuela (Orinoco/Faja) Irán (Light/Heavy) Gravedad API 8-16° (extra pesado) 29-36° (medio-ligero) Azufre Alto (3-5.5%, muy sour) Medio (1.5-2.5%, sour) Viscosidad Muy alta (necesita diluyentes) Moderada-baja Extracción/Refinación Muy compleja y costosa Sencilla, compatible con refinerías estándar Descuento mercado Fuerte (10-20+ USD/bbl) Moderado (6-15 USD/bbl) Principales mercados China, India (limitado) China (90%+), India, Corea
En síntesis: Venezuela tiene más reservas en papel, pero su crudo extra pesado (alta viscosidad y azufre) requiere inversiones millonarias y refinerías especializadas, lo que limita su producción real bajo sanciones. Irán, con crudo de mejor calidad (más ligero y fácil de procesar), logra exportar volúmenes mucho mayores incluso con restricciones similares.
Importancia de las exportaciones iraníes de diluyente a Venezuela
Venezuela produce principalmente crudo extra pesado de la Faja del Orinoco (API 8-10°), de alta viscosidad y azufre, que no fluye fácilmente por ductos ni es transportable sin tratamiento. Para exportarlo como Merey 16 (blend estándar de ~16° API, ~2.7-3.5% azufre), PDVSA debe diluirlo con 20-40% de diluyentes ligeros (condensados, nafta o crudo ligero), en una relación aproximada 60/40 (pesado/ligero).
Sin diluyentes suficientes, la producción upstream se paraliza rápidamente (en semanas), ya que el crudo no puede moverse ni exportarse.Irán, gracias a su abundante producción de condensados ligeros del campo South Pars (API ~50-60°, muy bajo en azufre y viscosidad), ha suministrado diluyentes a Venezuela desde 2020, en intercambios que incluyen envíos de Merey 16 a Irán como pago parcial. Estos envíos (cientos de miles a millones de barriles por carga) han sido clave para:
- Mantener y elevar temporalmente la producción venezolana (ej. incrementos de 50-100 mil bpd con llegadas de condensado iraní).
- Permitir exportaciones estables de Merey 16 a mercados como China (principal comprador).
- Evadir sanciones mutuas mediante trueques (condensado por crudo pesado o gasolina iraní por Merey), fortaleciendo la cooperación bilateral entre dos países sancionados.
En 2026, aunque fuentes de diluyentes han variado (EE.UU. hasta 2025, Rusia recientemente), el condensado iraní sigue siendo estratégico: representa una alternativa confiable y barata para Venezuela, genera ingresos para Irán vía trueques y resalta la alianza anti-sanciones entre Teherán y Caracas, impactando la disponibilidad global de crudo pesado y los diferenciales light-heavy en mercados asiáticos. Sin estos diluyentes, la producción venezolana podría caer drásticamente, reduciendo la oferta de Merey y afectando refinerías complejas que lo procesan.