La guerra de Irán y el Grupo III

Revista Lubes em Foco edición 97

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Tres plantas del Grupo III en Oriente Medio representan una capacidad anual superior a los 2 millones de toneladas. A la fecha de esta publicación, las tres se encuentran fuera de servicio o con operaciones comprometidas. Pearl GTL, en Ras Laffan, Qatar —la segunda mayor fuente mundial de gas del Grupo III/III+, con aproximadamente 1,1 millones de toneladas anuales— suspendió la producción el 2 de marzo después de que QatarEnergy declarara fuerza mayor, como consecuencia de los ataques con drones iraníes a la infraestructura de gas del Campo Norte. La refinería Ruwais de ADNOC en Abu Dabi cerró el 10 de marzo tras un incendio provocado por un dron iraní. Y la planta de BAPCO en Sitra, Bahréin —el tercer mayor productor de la región— opera bajo amenaza directa, ya que su suministro de crudo a través de Saudi Aramco es parcialmente vulnerable al mismo conflicto que ya ha paralizado a sus vecinos.
A esto se suma el bloqueo chino a las exportaciones de productos petrolíferos, decretado el 4 de marzo por la NDRC: China no representaba, de hecho, una vía de escape relevante para el Grupo III —las cuotas de exportación de aceites base ya eran muy reducidas antes del conflicto—, pero el bloqueo elimina cualquier posibilidad residual y reduce aún más la disponibilidad global de VGO y la capacidad de hidrocraqueo.
Este artículo presenta, con datos actualizados al 16 de marzo de 2026, un mapa de los principales fabricantes mundiales del Grupo III, sus capacidades y su estado operativo, y ofrece un análisis estructurado de las medidas que los responsables políticos brasileños deberían considerar ahora y a mediano y largo plazo.

Grupo III en Brasil: De pequeño volumen, de valor central

El Grupo III representa aproximadamente el 10% del volumen total de aceites base consumidos en Brasil, una cifra que subestima su importancia económica. Es precisamente en los segmentos de mayor valor añadido de la industria de lubricantes donde el Grupo III resulta insustituible: aceites de motor sintéticos y semisintéticos para vehículos ligeros y comerciales, fluidos para transmisiones automáticas de nueva generación, aceites industriales de alto rendimiento y grasas para aplicaciones exigentes. En términos de ingresos por tonelada, el Grupo III se sitúa en la cima de la pirámide de la mezcla de aceites base minerales, y es precisamente el insumo que permite la premiumización de la cartera que el mercado brasileño ha estado impulsando en los últimos años.
Toda la demanda brasileña de Grupo III se cubre mediante importaciones. El país carece de producción nacional —no existe ni una sola planta de Grupo III en todo el territorio nacional— y no hay ningún proyecto a la vista que vaya a cambiar esta realidad. En 2025, los principales proveedores de Grupo III a Brasil fueron Corea del Sur (SK Enmove, S-Oil), Baréin (BAPCO), Catar (Shell Pearl GTL) y Malasia (PETRONAS). Es importante precisar la naturaleza del riesgo para cada una de estas fuentes. Qatar y Bahréin se encuentran en el epicentro del conflicto, con plantas paralizadas o dañadas. Los productores coreanos, por su parte, no sufren el riesgo de un ataque directo, pero sí se ven afectados por impactos graves y crecientes en los costos de producción y logística, como consecuencia del aumento del precio del crudo ligero árabe, el bloqueo del estrecho de Ormuz, la escalada del gasóleo de vacío y el transporte marítimo. Estos factores de costo afectan, en diversos grados, a toda la producción de aceites base de los grupos I a III, y constituyen el principal canal a través del cual la guerra llega al mercado coreano.
Esta dependencia estructural nunca se percibió como un riesgo crítico mientras el suministro global funcionaba. El conflicto de febrero-marzo de 2026 cambió este panorama de la noche a la mañana.

Los tres productores del Grupo III de Oriente Medio

Shell Pearl GTL — Ras Laffan, Qatar
Pearl GTL es la segunda mayor fuente mundial de gas del Grupo III/III+: aproximadamente 1,1 millones de toneladas anuales de gas del Grupo III+, producido mediante la conversión a gas a líquidos (GTL) del gas natural del Campo Norte. Se trata de una empresa conjunta de Shell y QatarEnergy, operativa desde 2011. Todo su proceso depende de una única fuente de entrada: el gas del Campo Norte, sin contar con una fuente de alimentación alternativa.
El 2 de marzo, drones iraníes atacaron las instalaciones de gas de Qatar. QatarEnergy declaró fuerza mayor y suspendió toda la producción. Al no disponer de una fuente de alimentación alternativa, Pearl GTL cesó sus operaciones. El Ministro de Energía de Qatar advirtió que la continuación del conflicto podría obligar a todos los exportadores del Golfo a declarar fuerza mayor, una consecuencia que, en sus palabras, «hundirá las economías mundiales». No hay previsión de reanudación de la producción.

ADNOC — Ruwais, Abu Dhabi, UAE

La planta de Ruwais produce aproximadamente 525 000 t/año de Grupo III/III+ (ADbase®) y aproximadamente 100 000 t/año de Grupo II, integrada en la cuarta refinería más grande del mundo (con una capacidad total de refinación de aproximadamente 922 000 barriles diarios). Sociedad conjunta: ADNOC 65%, Eni 20%, OMV 15%.
El 10 de marzo, un dron iraní provocó un incendio y la refinería fue cerrada como medida de precaución. Abu Dabi activó sus defensas aéreas al menos dos veces. Jebel Ali, el principal puerto de exportación de los EAU, sufrió daños en su infraestructura. La reanudación de las operaciones es indefinida.

BAPCO — Sitra, Bahrain
BAPCO opera una planta de Grupo III (BAPbase®) de 400.000 t/año en Sitra, con tecnología de isodeparafinado de Chevron Lummus Global. La materia prima es petróleo crudo sin procesar procedente de la unidad de hidrocraqueo de la refinería de Sitra, que se abastece mediante un oleoducto de Saudi Aramco (aproximadamente 220.000 barriles diarios de crudo). BLBOC (Bahrain Lube Base Oil Company) es la filial que gestiona la planta.
Bahréin fue atacado directamente: explosiones cerca del aeropuerto de Manama durante la primera semana de marzo. Si bien no se confirmó que BAPCO fuera un objetivo directo, su dependencia del crudo saudí y el deterioro general de la seguridad en el Golfo Pérsico hicieron que la planta fuera altamente vulnerable operativamente.

Nota: Luberef — Yanbu, Arábia Saudita
El proyecto Yanbu Growth II, que introduciría aproximadamente 300 000 toneladas anuales de crudo combinado de los grupos II y III, se encontraba en fase de precomisionamiento en febrero de 2026. Su puesta en marcha se suspendió al estallar la guerra. Luberef sigue produciendo únicamente crudo de los grupos I y II, una capacidad que estaba a pocas semanas de entrar en funcionamiento cuando estalló el conflicto.

La cascada de costos

La cascada de costes resultante de la guerra afecta a toda la industria de aceites base, desde la primera hasta la tercera generación, e incluye incluso a las plantas ubicadas en zonas geográficamente seguras.

Crude y VGO
El crudo Brent superó los 100 dólares por barril en la semana del 9 de marzo, un aumento del 43 % con respecto al nivel anterior a la guerra, que rondaba los 70 dólares. El VGO (gasóleo de vacío) es la principal materia prima para las plantas de hidrocraqueo que producen aceites base de los grupos GI, GII y GIII, y se vende con una prima sobre el precio del crudo. Con el aumento del precio del Brent y la escasez y el encarecimiento del crudo ligero árabe —el insumo preferido para la producción de aceites base parafínicos de alto índice de viscosidad—, los precios del VGO están subiendo drásticamente. Las refinerías coreanas no disponen de un sustituto equivalente para este crudo en particular.

La propagación del craqueo en el diésel y los destilados medios: el factor que ejerce presión sobre el VGO desde el lado de la demanda.
Los márgenes de refinación del diésel y el combustible para aviones se han disparado desde el inicio del conflicto. Los futuros del diésel europeo subieron un 34 % en los dos días posteriores al inicio de los ataques. El precio del combustible para aviones en Singapur alcanzó los 230 dólares estadounidenses por barril, casi el doble que el del Brent. La razón es estructural: aproximadamente el 20 % de las exportaciones mundiales de combustible para aviones y una parte significativa del diésel transitaban por el estrecho de Ormuz, procedentes de refinerías del Golfo que ahora están paralizadas. El complejo de refinerías de Oriente Medio —Sitra, Ruwais y las refinerías de Arabia Saudita e Irak— era un centro neurálgico para la exportación de destilados intermedios a Europa y Asia. Al quedar este volumen fuera del mercado, las refinerías integradas de todo el mundo se enfrentan a un creciente incentivo económico para desviar el VGO (Valor Añadido por el Petróleo) de la cadena de producción de aceites base en favor del diésel y el combustible para aviones, cuyos márgenes se han disparado. La competencia por el mismo VGO por parte de combustibles con mayor margen de beneficio neto es uno de los principales factores que ejercen presión sobre el suministro de aceites base a medio plazo.

El gas natural, el GNL y el coste del hidrógeno.
Pearl GTL tiene una única fuente de entrada: gas del yacimiento North Field. Tras el cierre de Qatar Energy —responsable de aproximadamente el 20 % del comercio mundial de GNL—, los precios del gas en Europa prácticamente se duplicaron en 48 horas (TTF: de 31 € a más de 56 €/MWh). El impacto va más allá de Pearl: las refinerías de los grupos II y III que producen hidrógeno mediante reformado con vapor de gas natural (SMR) se enfrentan a mayores costes de H2, lo que ejerce presión sobre el coste operativo de cada tonelada producida en todo el mundo, incluso en plantas que operan de forma segura.

Recargos por flete, combustible para buques y combustible de emergencia.
El fuelóleo pesado (VLSFO) en los 20 puertos de abastecimiento de combustible más grandes del mundo alcanzó los US$1.017/tonelada el 18 de marzo, según datos de Ship & Bunker, casi el doble de los US$544/tonelada registrados el 27 de febrero, el día anterior a los ataques. En Singapur, el centro de abastecimiento de combustible más grande del mundo, el VLSFO aumentó un 106%. Las primas de los seguros de guerra para buques cisterna se triplicaron con creces. En respuesta, las mayores compañías navieras del mundo implementaron recargos de emergencia por combustible (EFS): Maersk anunció un recargo de emergencia por combustible (EBS) de US$200/TEU en rutas de transporte de cabeza, efectivo a partir del 25 de marzo; CMA CGM implementó un EBS de US$150/TEU; MSC anunció valores de US$60 a US$190/TEU dependiendo de la ruta. Hapag-Lloyd y ONE aplicaron recargos similares, vigentes desde el 23 de marzo. Para los cargamentos de petróleo base en buques cisterna —el método de importación predominante para Brasil— el impacto es proporcional al costo del flete, que también está en aumento. Las rutas alternativas a través del Cabo de Buena Esperanza añaden entre 10 y 15 días de navegación y los correspondientes costos de fletamento.

Impacto en los precios CFR en Brasil
Los precios del CFR del Grupo III brasileño aumentaron en más de 400 USD/tonelada durante la semana del 10 al 14 de marzo (115 USD/tonelada el 19 de marzo de 2026). El petróleo crudo, el VGO, el H2, el fuelóleo pesado y el EFS aún no se han reflejado completamente en los contratos de futuros. Este movimiento está afectando negativamente a los precios del GI, GII y PAO; todos los fabricantes buscan alternativas simultáneamente y la demanda de fuentes fuera del epicentro se ha disparado.

Escenario base frente a escenario de interrupción

El escenario base sigue siendo un conflicto de duración limitada, con una normalización gradual del tránsito por el estrecho de Ormuz en pocas semanas. El estrecho nunca ha estado cerrado de forma total y permanente. Todos los actores del Golfo —incluido, en teoría, el propio Irán— tienen razones estructurales para evitar este desenlace.
El 3 de marzo, Goldman Sachs basó su proyección en tan solo cinco días adicionales de exportaciones muy bajas a través del estrecho de Ormuz, seguidos de una recuperación gradual a lo largo de un mes. La AIE liberó 400 millones de barriles de reservas estratégicas, la mayor operación en sus 50 años de historia. El 15 de marzo, el ministro de Asuntos Exteriores de Irán declaró a CBS News que Teherán está abierto a negociaciones sobre un paso seguro. Los precios retrocedieron temporalmente tras la noticia de un posible contacto entre ambos países.
El escenario de interrupción se materializa tras 60-90 días sin resolución: se agotan las materias primas de las refinerías coreanas; se anuncian recortes en la capacidad global de GIII; Pearl GTL y Ruwais siguen en tierra; la disponibilidad de GIII en el mercado spot (SK-Pertamina, PETRONAS Melaka, SK Enmove Cartagena) es insuficiente para cubrir la demanda mundial, y algunos de estos volúmenes están restringidos por las aprobaciones de los fabricantes de equipos originales (OEM) para los grados premium.

Qué hacer: una guía para formuladores brasileños

Brasil importa el 100% de su petróleo crudo del Grupo III. Las fuentes primarias se encuentran en una zona de riesgo alto a crítico. El aumento de más de 400 USD/t ya registrado es real y debe incorporarse de inmediato a los costos de adquisición. La respuesta debe estructurarse en dos plazos distintos.

Corto plazo: próximos 30 a 60 días

Confirmar el nivel de existencias
Mapea el inventario actual del Grupo III y calcula cuántos días de producción cubre. El objetivo mínimo es de 60 días. Quienes estén por debajo de este mínimo deben actuar antes de que los volúmenes disponibles se vuelvan aún más escasos y costosos.

Active fuentes alternativas de menor riesgo.
SK-Pertamina (Dumai, Indonesia) y PETRONAS Lubricants (Melaka, Malasia) son los proveedores que ofrecen la mejor combinación de bajo riesgo geopolítico, calidad comprobada y un volumen relevante. El contacto inmediato para disponibilidad inmediata y contratos a corto plazo es la máxima prioridad, teniendo en cuenta que el mercado asiático también tiene una gran escasez de GIII y competirá por estos volúmenes.

Calcular el precio del costo real ya
Parte del aumento de costos aún no se ha reflejado en las facturas porque los contratos existentes se firmaron antes de la guerra. El ajuste se incluirá en los próximos pagos, incluidos los del EFS que entrarán en vigor del 23 al 25 de marzo. Las entidades que no trasladen este aumento a sus clientes ahora sufrirán pérdidas en sus márgenes durante las próximas semanas.

No compres por pánico.
Las compras de emergencia y desorganizadas generan escasez artificial e inflan aún más los precios. La estrategia de inventario debe basarse en una cobertura real de 60 días, no en especulaciones sobre la duración del conflicto.

Medio y largo plazo: de 3 a 18 meses
El conflicto, independientemente de su duración, reveló una vulnerabilidad estructural que no desaparecerá con la reapertura del Estrecho de Ormuz. La concentración geográfica del suministro mundial de lubricantes del Grupo III —con Oriente Medio y Corea del Sur representando más del 60%— supone un riesgo inherente para la industria brasileña de lubricantes. La actual oportunidad brinda la posibilidad de abordarlo.

Diversificación continua de proveedores
SK-Pertamina y PETRONAS deben pasar de las alternativas de emergencia a los contratos de suministro regulares, incluso con un posible sobrecoste en los fletes. La redundancia tiene un coste. El coste de no tenerla se ha hecho evidente en las últimas tres semanas.

China: Prepárense, no digan nada.
China no era una alternativa relevante antes del conflicto y tampoco lo es ahora. A medio y largo plazo, si se amplían las cuotas de exportación y se levanta el bloqueo al finalizar la crisis, la capacidad instalada china representa la mayor reserva de volumen a nivel mundial. Los formuladores deberían aprovechar el período actual para identificar proveedores y cualificar grados para aplicaciones no críticas para los fabricantes de equipos originales (OEM), como grasas, lubricantes industriales, transmisiones todoterreno, aplicaciones marinas y agrícolas, de modo que, cuando se presente la oportunidad, la activación sea rápida. La principal limitación reside en la escasa cobertura de las homologaciones de los fabricantes de equipos originales para los grados premium.

PAO (Grupo IV) como complemento estratégico
Históricamente, el PAO era mucho más caro que el Grupo III: alrededor de US$2775/t (PAO 4cSt, EE. UU., diciembre de 2025) frente a US$1200–1400/t para el GIII. Con el GIII CFR Brasil ya por encima de US$400/t, la diferencia de precio se ha reducido. El PAO tiene ventajas técnicas reales: rendimiento superior a bajas temperaturas, mayor resistencia a la oxidación, menor volatilidad Noack, propiedades que permiten intervalos de cambio más largos y formulaciones de menor viscosidad, reduciendo el volumen total de aceite base por litro de producto. Para PCMO premium, fluidos para transmisiones automáticas de última generación y grasas de alta velocidad, el PAO se vuelve económicamente viable. Los proveedores accesibles a Brasil incluyen: ExxonMobil (SpectraSyn), Chevron Phillips Chemical (Synfluid), INEOS e Idemitsu.

Conclusión: La opcionalidad como ventaja competitiva

Las crisis de alta intensidad en la cadena de suministro no son anomalías. Son recurrencias con intervalos impredecibles. La pandemia de COVID-19 lo demostró de forma innegable en 2020 y 2021: las empresas que habían construido cadenas de suministro “optimizadas” para minimizar costos descubrieron, de la manera más dolorosa posible, que la eficiencia sin redundancia es fragilidad disfrazada de competitividad. La guerra de 2026 en Irán repite la lección, esta vez en el segmento específico de aceites base, con un factor agravante: la concentración geográfica del Grupo III es aún más extrema que la del Grupo II o el Grupo I, y la dependencia brasileña es total, sin una sola planta local que sirva de amortiguador.
La buena noticia —y existe— es que el sector brasileño de lubricantes ahora cuenta con una perspectiva clara que antes no tenía. Se han identificado las vulnerabilidades, se han encontrado alternativas y se han identificado los factores que influyen en los costos. Esto tiene valor. Durante la pandemia, muchas empresas operaron a ciegas cuando las cadenas se rompieron.
El concepto central que surge de esta crisis es el de la opcionalidad. En finanzas, una opción tiene valor precisamente porque garantiza a su titular la posibilidad de actuar cuando las circunstancias son favorables, sin la obligación de hacerlo cuando no lo son. En la gestión de la cadena de suministro, la lógica es idéntica: contar con un segundo proveedor cualificado, aunque no se active a diario, no es un coste ocioso, sino un activo de resiliencia cuyo valor solo se manifiesta plenamente en tiempos de crisis. Las empresas que desarrollaron esta flexibilidad antes de la pandemia de COVID-19 salieron beneficiadas cuando las cadenas de suministro se interrumpieron. Las empresas que la desarrollen ahora estarán en una posición mucho mejor ante la próxima crisis, ya sea geopolítica, logística o climática.
El mercado global del Grupo III se normalizará. El estrecho de Ormuz se reabrirá. Las plantas de Oriente Medio reanudarán sus operaciones. Los precios retrocederán desde sus máximos actuales. Esto es casi seguro; la cuestión radica en el horizonte temporal y la capacidad de cada empresa para superar este periodo sin interrupciones en el suministro y sin absorber pérdidas de margen que deberían haberse evitado. El momento idóneo para desarrollar la resiliencia de la cadena de suministro no es durante una crisis, sino antes. Para quienes aún no han empezado, el segundo mejor momento es ahora.