Tamaño y Participación del Mercado de Petróleo y Gas de Irán - Análisis de Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e Información del Mercado

Expansión de las fases del yacimiento de gas de South Pars

South Pars es la palanca de crecimiento individual más importante para el mercado iraní de petróleo y gas. NIOC firmó contratos de refuerzo de presión por USD 17.000 millones que incluyen nuevas plataformas de compresores, líneas submarinas y pozos adicionales. El yacimiento compartido alberga 14 billones de metros cúbicos de gas y ya suministra 700 millones de metros cúbicos por día; sin embargo, la producción comenzaría a declinar desde 2027 sin las mejoras. La fase 11 añadió recientemente un séptimo pozo, que incrementará el flujo diario en 28 millones de m³ una vez que todas las plataformas estén en línea⁽¹⁾. La fase 14 opera a un caudal de diseño de 18.250 millones de m³ por año, proporcionando condensado como materia prima para las refinerías domésticas. La inversión protege las tasas de recuperación frente a Qatar, cuya extracción más rápida podría provocar una pérdida anual iraní de 42 millones de m³ para 2029⁽²⁾.

Acceso post-JCPOA a tecnología y conocimiento técnico de GNL

La reducción de las barreras tecnológicas desde 2024 ha revitalizado el proyecto de GNL de Irán, que tiene como objetivo 10 millones de toneladas por año (tpa) basándose en el gas de la fase 12 de South Pars⁽³⁾. Un acuerdo preliminar con OMV y una adjudicación de contrato de ingeniería, compras y construcción (EPC) por USD 500 millones a un consorcio que incluye a Daelim ponen de relieve la renovada participación europea y asiática. Irán cuenta con 1.200 billones de pies cúbicos (tcf) de reservas de gas, pero sigue siendo un exportador de GNL insignificante porque sus terminales existentes nunca fueron completadas. Las entradas de tecnología permiten la monetización del gas varado, la diversificación más allá de los gasoductos expuestos a sanciones, y el posicionamiento como proveedor de equilibrio para Asia una vez que los trenes comiencen a operar a finales de la década de 2020. Los fabricantes nacionales de válvulas y bombas también obtienen beneficios de la curva de aprendizaje al localizar componentes criogénicos de alta presión para proyectos futuros.

Reforma de subsidios al combustible doméstico que impulsa los precios minoristas

Los costos de los subsidios al combustible de entre USD 80.000 y 100.000 millones anuales llevaron al gobierno a reducir a la mitad las cuotas mensuales de gasolina subsidiada a 42,5 millones de litros y a elevar los precios a 20.000 riales por litro en 2025. Los precios semi-subsidiados ascendieron a 80.000 riales por litro, reduciendo la brecha con la paridad de importación y desincentivando el consumo excesivo. La demanda de gasolina de Irán había alcanzado los 122 millones de litros por día, superando la producción de las refinerías y generando facturas de importación de USD 2.000 millones al año. La reforma incentiva a los automovilistas a adoptar prácticas de conservación, libera condensado para su uso como materia prima petroquímica y mejora la flexibilidad fiscal para el gasto en aguas arriba. Las importaciones de gasolina de grado premium aprobadas a precios de mercado concentran el subsidio en los hogares de menores ingresos, al tiempo que impulsan a los conductores de mayor poder adquisitivo a pagar precios que reflejan el costo real.

Aumento de la demanda petroquímica desde Asia-Pacífico

Irán produjo 69 millones de toneladas de petroquímicos en 2023 y planea superar los 80 millones de toneladas en 2024, respaldado por 10 nuevos complejos. Los ingresos por exportaciones ya ascienden a USD 16.000 millones, con China, India y otros compradores asiáticos que representan la mayoría de los volúmenes. La materia prima competitiva derivada del gas de bajo costo permite a los productores iraníes fijar precios atractivos, incluso cuando se transporta a través de comerciantes terceros, superando así las barreras de las sanciones. La estrategia de integración de National Petrochemical Company posiciona a Irán para ascender en la cadena de valor hacia productos especializados con márgenes más altos e intensidad de transporte más baja. La demanda doméstica de plásticos, fertilizantes y solventes proporciona una carga base estable, protegiendo al mercado iraní de petróleo y gas de la volatilidad de las exportaciones.

Riesgo de reinstauración de sanciones secundarias de EE. UU.

Las sanciones secundarias de Washington obstaculizan el seguro de buques cisterna, la banca y la adquisición de repuestos, lo que incrementa los costos operativos y limita el capital para la expansión. Las nuevas designaciones en 2025 apuntaron a una red que facilita los envíos de la flota en la sombra a China e impuso sanciones al ministro de petróleo de Irán. Las exportaciones de crudo de Irán se recuperaron a aproximadamente 1,65 mbpd en 2025, aunque siguen siendo vulnerables a una vigilancia marítima más estricta que podría reducir drásticamente los flujos y afectar los ingresos fiscales. El aislamiento financiero también retrasa los pagos a los contratistas de EPC, interrumpe las importaciones de equipos y limita la inversión extranjera directa, esencial para los métodos avanzados de recuperación mejorada de petróleo.

Infraestructura de producción terrestre envejecida

Aproximadamente el 85% de las refinerías iraníes fueron construidas antes de 1979 y necesitan renovaciones integrales para cumplir con las especificaciones de combustible Euro 4/5⁽⁴⁾. Las configuraciones actuales convierten el 30% del crudo en mazut y betún, lo que agrava la contaminación doméstica y reduce los márgenes de los productos. Las tasas de declive en yacimientos gigantes como Masjid Soleyman ponen de relieve la urgencia: la ausencia de sistemas modernos de extracción artificial y control de corrosión erosiona progresivamente la producción. Un plan de modernización de USD 43.000 millones quedó paralizado tras el colapso del JCPOA, dejando proyectos como la tan planificada actualización de la unidad de hidroconversión de residuos (RHU) en Abadán con retrasos en el cronograma. El gobierno ahora prioriza renovaciones selectivas, como la unidad de hidroconversión de residuos ecológica en Isfahan, pero las brechas de financiamiento ralentizan una reforma integral.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

El segmento upstream aportó 26,06 mil millones de USD al tamaño del mercado de petróleo y gas de Irán en 2025, lo que se traduce en una participación dominante del 70,25% del mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Irán para ese año. Mientras tanto, se prevé que las actividades midstream se expandan a una CAGR del 7,18% hasta 2031, a medida que nuevos oleoductos y terminales de almacenamiento entren en operación. La National Iranian Oil Company ha firmado contratos de desarrollo por valor de 13,00 mil millones de USD que incrementarán la producción en 350.000 bpd en seis campos, y el campo Azadegan por sí solo está previsto que alcance los 550.000 bpd una vez que se completen las instalaciones de superficie, las unidades de inyección de gas y las redes de recolección. El impulso midstream se centra en el oleoducto de crudo de 300.000 bpd que conecta la refinería de Bandar Abbas con los centros de suministro del interior; esta línea elimina los traslados de buques cisterna costeros y ahorra 80,00 millones de USD al año en flete. Se espera que las ganancias downstream provengan de la cuarta fase, completamente nacional, de la Refinería Persian Gulf Star, que añadirá 120.000 bpd de capacidad de condensados, posicionando a Irán como un exportador constante de gasolina en lugar de importador.

La combinación sectorial de Irán refleja una respuesta adaptativa a las sanciones que limitan la tecnología extranjera; los contratistas locales ahora gestionan módulos complejos, como trenes de coquización retardada e hidrocraqueo, que anteriormente eran manejados por empresas internacionales de ingeniería. La fabricación nacional de bombas, válvulas y catalizadores reduce los retrasos en las adquisiciones y ancla los costos en moneda local. La integración petroquímica proporciona un sumidero de demanda adicional; la producción alcanzó 100 millones de toneladas en 2024, un aumento del 10% que consolida el estatus de Irán como el segundo mayor proveedor del Golfo de polímeros y fertilizantes. El upstream sigue dominando el flujo de caja porque cada barril incremental asegura divisas; sin embargo, la expansión paralela de las instalaciones midstream y downstream mitiga las interrupciones de las exportaciones y captura márgenes más altos de los productos refinados y petroquímicos.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles previa compra del informe

Los recursos terrestres aportaron el 70,75% del tamaño del mercado iraní de petróleo y gas en 2025, gracias a campos largamente establecidos en Khuzestán, mientras que se proyecta que la producción en alta mar en el Golfo Pérsico y el Mar de Omán crezca a una CAGR del 7,62% hasta 2031, aumentando su participación en el mercado iraní de petróleo y gas durante el horizonte de pronóstico. El dominio terrestre se sustenta en yacimientos gigantes —Azadegan, Azar y Masjid Soleyman— que en conjunto albergan 38.000 millones de barriles in situ y cuentan con acceso por carretera pavimentada, redes de inyección de agua y mano de obra especializada. La aceleración en alta mar depende del desarrollo continuo de South Pars; el gasto total ha alcanzado USD 90.000 millones, con USD 17.000 millones adicionales destinados al refuerzo de la presión para mantener el ritmo de las extracciones de Qatar del domo compartido.

La asignación geográfica también considera los más de treinta yacimientos compartidos donde Irán enfrenta extracción competitiva por parte de sus vecinos; el yacimiento petrolífero Forouzan ilustra la brecha, ya que Arabia Saudita extrae catorce veces más de la misma estructura. Los proyectos en alta mar tienen, por tanto, un peso estratégico: South Pars ahora abastece el 70% de la demanda nacional de gas y se posiciona como la mayor reserva de gas independiente del mundo. La economía terrestre sigue siendo atractiva —menor capex, logística más sencilla y recuperación rápida de la inversión—, pero los yacimientos en alta mar más profundos prometen rendimientos superiores a largo plazo y diversifican la materia prima para futuros trenes de GNL y petroquímica. En conjunto, las inversiones específicas por ubicación logran un equilibrio entre la generación de efectivo a corto plazo y la seguridad del suministro a largo plazo.

Los proyectos de construcción representaron el 65,35% de la participación del mercado iraní de petróleo y gas en 2025 y se espera que avancen a una CAGR del 6,28% hasta 2031, lo que convierte al desarrollo de infraestructura en la mayor asignación individual de capital a lo largo de la cadena de valor. El contrato de Azadegan a 20 años ilustra la escala: la perforación de 420 nuevos pozos, el tendido de 460 km de líneas de flujo y la instalación de dos estaciones de compresión por elevación con gas elevarán la capacidad del campo de 205.000 bpd a 550.000 bpd. Khatam al-Anbiya Construction HQ, líder nacional en EPC, encabeza la cuarta fase de la Refinería Persian Gulf Star, lo que pone de relieve el impulso político para completar megaproyectos con talento iraní y acero, catalizadores y sistemas de control de fabricación local.

El atractivo de la construcción refleja las realidades de las sanciones; las obras civiles y el montaje mecánico dependen de habilidades autóctonas más que de núcleos digitales importados o software propietario. La actividad paralela abarca la hidroconversión ecológica de residuos en la Refinería de Isfahan y diez nuevas plantas petroquímicas, que en conjunto aumentarán la capacidad agregada para superar los 95 millones de toneladas en 2025. Se espera que el kilometraje de gasoductos alcance los 15.000 km en marzo de 2025, reduciendo el transporte por camión y disminuyendo las pérdidas de productos en las largas rutas interiores. Priorizar la construcción lista para ejecutar mitiga los cuellos de botella tecnológicos, asegura el empleo y prepara una plataforma para futuros proyectos de recuperación mejorada de petróleo y GNL una vez que las sanciones se alivien.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles previa compra del informe

Análisis geográfico

La concentración doméstica da forma al mercado iraní de petróleo y gas. El Golfo Pérsico domina la actividad en alta mar, liderado por South Pars con 14 billones de metros cúbicos (tcm) de reservas de gas y una producción diaria de 700 millones de m³ que respalda prácticamente todas las ambiciones de GNL y materia prima petroquímica. Las provincias costeras del sur albergan fraccionadores de condensado y terminales de exportación, minimizando la distancia entre el procesamiento de gas, la refinación y la carga de buques. Khuzestán, en el suroeste, ancla la producción terrestre de crudo con campos que en conjunto abastecen más de la mitad de la producción nacional.

La dinámica de los yacimientos compartidos influye en el gasto. Irán compite con Iraq en 12 yacimientos y con Qatar en el campo de South Pars, lo que impulsa programas acelerados de perforación y mantenimiento de presión para evitar la migración transfronteriza. La superficie del Mar Caspio permanece subexplorada; Irán es el único Estado ribereño que no produce petróleo, a pesar de contar con 500 millones de barriles de reservas probadas, limitadas por la profundidad, las condiciones de hielo y la falta de plataformas de aguas profundas. Avanzando hacia el este, la terminal de Jask en el Golfo de Omán proporciona una ruta estratégica de desvío hacia el Estrecho de Ormuz, ofreciendo a Irán redundancia frente a las interrupciones en los puntos de estrangulamiento marítimos.

La geografía de los gasoductos extiende la influencia. Irán, Turkmenistán e Iraq firmaron un acuerdo de intercambio que moverá 10.000 millones de metros cúbicos (bcm) de gas turcomano a través de líneas iraníes hacia Iraq, generando tarifas de tránsito y consolidando la relevancia regional. Nuevos gasoductos de crudo y productos de 42 pulgadas conectan las refinerías del interior con los puertos de exportación, liberando capacidad en la isla de Kharg y diversificando los puntos de salida. A pesar de su peso en hidrocarburos, el despliegue de energías renovables es escaso: la capacidad instalada de energía limpia asciende a 75 MW, frente a un objetivo de 2.500 MW, muy por detrás de Arabia Saudita y Turquía. La geografía, por tanto, ofrece tanto oportunidades como brechas que orientan la próxima asignación de capital.

Panorama regulatorio

El sector del petróleo y el gas de Irán está regulado por el Ministerio del Petróleo (MOP) en virtud de la Ley sobre las Funciones y Facultades del Ministerio del Petróleo (2012), y la ejecución operativa se concentra en entidades estatales como la National Iranian Oil Company (NIOC), la National Iranian Gas Company (NIGC) y la National Iranian Oil Refining and Distribution Company (NIORDC). La inversión y el desarrollo upstream siguen dependiendo principalmente del marco del Iran Petroleum Contract (IPC), que estructura la participación de contratistas mediante acuerdos de tipo servicio y vinculados al rendimiento, en lugar de una propiedad concesional.

Los cambios normativos recientes se centran en agilizar la tramitación de proyectos y en una contratación más flexible para mantener el avance de los desarrollos bajo las restricciones de las sanciones. En junio de 2025, el Consejo Económico emitió una normativa para facilitar la conclusión y ejecución de contratos upstream de petróleo y gas, incluyendo plazos definidos para NIOC (tres semanas para la gestión de propuestas y dos meses para las negociaciones). Una enmienda de octubre de 2023 al modelo del IPC también permitió a los contratistas otorgar subcontratos limitados de segundo nivel (por debajo del 0.5% del costo de capital directo) sin aprobación previa del Comité de Gestión Conjunta, reduciendo la fricción administrativa para los servicios de campo y los paquetes de menor alcance.

Oportunidades de mercado y perspectivas futuras

Los espacios de oportunidad a corto plazo se centran en la capacidad de ejecución que protege la producción base y alivia los desequilibrios del suministro interno, particularmente en las provincias petroleras maduras y en toda la red nacional de gas. Los contratos de inversión de NIOC de enero de 2026, valorados en 2.7 mil millones de USD, para 20 plataformas de perforación terrestre y equipos de procesamiento de crudo en campos como Mansouri, Abtimur, Ramshir y Golkhari, apuntan a una demanda sostenida de paquetes de perforación, reacondicionamiento y procesamiento superficial de suministro nacional, junto con el alcance asociado de mantenimiento y construcción. Los proyectos de conectividad también ofrecen una vía paralela para reducir los cuellos de botella entre los centros de producción, refinación y demanda, con la finalización a fines de 2025 del oleoducto de crudo de 102 km entre Sabzab y Tang-e Fani, y el inicio de transferencias estables de crudo a la refinería de Shazand en enero de 2026.

La estabilidad del gas offshore y las nuevas adiciones de yacimientos definen un segundo conjunto de oportunidades para las capacidades de EPC, servicios de pozos, subsea y compresión. Las acciones de Pars Oil and Gas Company en 2026, incluyendo un permiso ambiental para la Fase 11 de South Pars (Plataforma A) y la finalización de pozos de relleno en las Fases 15 y 3 de South Pars, refuerzan la necesidad de cadenas de suministro de gestión de presión y perforación de relleno vinculadas a South Pars, que ya suministra una gran parte de la demanda nacional de gas. En el lado de la gestión de la demanda, NIGC firmó programas con empresas de servicios energéticos para reducir el consumo del usuario final entre un 25% y un 35% bajo el Séptimo Plan de Desarrollo, creando espacio comercial para soluciones de medición, detección de fugas, rehabilitación de redes y eficiencia industrial. El objetivo del gobierno en el Séptimo Plan de Desarrollo de 12,000 MW de renovables para fines de 2026, junto con mandatos para que las agencias gubernamentales aumenten su participación solar (del 20% al 40%), también respalda las iniciativas de equilibrio entre gas y energía, con efectos secundarios para la asignación de gas upstream y proyectos de confiabilidad midstream, como el gasoducto Miandoab-Ajabshir (96% completado, con puesta en marcha prevista para noviembre de 2026).