Größe und Marktanteil des mexikanischen Öl- und Gasmarktes – Wachstumstrends und Prognose (2026 – 2031)

Trends und Einblicke des mexikanischen Öl- und Gasmarktes

Liberalisierung der Upstream-Angebotsrunden zieht internationale Ölgesellschaften an

Mexiko öffnete 2024 erneut wettbewerbsfähige Kohlenwasserstoffausschreibungen, und der optimierte Prozess hat bereits Verpflichtungen in Höhe von 2,3 Milliarden USD von Shell, Chevron und TotalEnergies für Tiefseeprospekte im Sureste-Becken hervorgebracht. Das Becken verfügt über geschätzte 12 Milliarden Barrel an förderbaren Ressourcen und ist damit ein Magnet für internationale Technologien wie hochspezialisierte Subsea-Ventilbäume, die die Fließsicherheit optimieren. Im April 2025 abgeschlossene Gemischte Entwicklungsschemata erlauben es Pemex, eine Mehrheitsbeteiligung zu halten und gleichzeitig das Know-how der Partner zu nutzen, um ein Gleichgewicht zwischen Souveränität und Innovation herzustellen.^{[2]Nationale Energiekommission, "Richtlinien für Gemischte Entwicklung 2025," nortonrosefulbright.com} Vertragstransparenz bleibt entscheidend; gegen Eni und Shell verhängte Geldstrafen für Verzögerungen beim Arbeitsprogramm unterstreichen die Absicht der Regulierungsbehörden, Zeitpläne durchzusetzen.^{[3]Bundeselektrizitätskommission, "Erzeugungserweiterungsplan 2025–2030," bnamericas.com} Mittelfristig könnten stetige Angebotsrunden eine neue Produktion von 250.000 Barrel pro Tag hinzufügen.

Wachsende gasbefeuerte Stromerzeugung steigert die inländische Gasnachfrage

Mexiko plant, bis 2030 10,1 GW neuer Kombikraftwerkskapazität hinzuzufügen, wodurch der Anteil von Erdgas am Strommix steigt und die Pipelineimporte aus den Vereinigten Staaten bis Dezember 2024 auf 6,4 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d) ansteigen. Industriekorridore verzeichneten einen 15-prozentigen Anstieg des Stromverbrauchs im Zusammenhang mit Nearshoring-Vorhaben, was das kurzfristige Nachfragewachstum intensiviert. Die inländische Gasproduktion sank im Januar 2025 auf 4,4 Bcf/d, was die Versorgungslücke vergrößerte und Projekte wie die 287 km lange Hidalgo-Puebla-Pipeline auslöste, die im Januar desselben Jahres angekündigt wurde. Gas versorgt nun 40 % der installierten Kapazität der Bundeselektrizitätskommission, nachdem das Kraftwerk San Luis Potosí 2025 in Betrieb genommen wurde.

Tiefseeentdeckungen im Golf von Mexiko treten in die Entwicklungsphase ein

Das Trion-Projekt von Woodside Energy, ein 7-Milliarden-USD-Vorhaben mit dem Ziel der ersten Ölproduktion im Jahr 2028, markiert Mexikos erste Tiefseeproduktion und wird ein FPSO mit einer Kapazität von 100.000 Barrel pro Tag einsetzen, um Reserven bei einer Wassertiefe von 2.500 Metern zu monetarisieren.^{[4]Woodside Energy, "Überblick über die Trion-Entwicklung," woodside.com} SLB gewann im April 2025 einen Bohrvertrag für 18 Bohrlöcher, der KI-gestützte Bohrlochpositionierungssysteme nutzt, um unproduktive Zeiten zu reduzieren. Parallel dazu schreitet die Erschließung des Zama-Feldes mit einer Kapazität von 180.000 Barrel pro Tag im Rahmen eines 4,5-Milliarden-USD-Plans unter der Aufsicht der DORIS Group voran. Enis Fund im Sureste-Becken aus dem Jahr 2024 erweitert die Tiefseepipeline zusätzlich.

Wachstum von LNG-Bunkerungshubs eröffnet neue Absatzkanäle

New Fortress Energy verschiffte im Juli 2024 Mexikos erste LNG-Ladung von Altamira aus und eröffnete damit eine schwimmende Anlage mit 1,4 Mtpa, die als Anker für Exporte an der Golfküste dient. Auf der Pazifikseite wird Sempras 3-Mtpa-Projekt Energia Costa Azul voraussichtlich Mitte 2025 den kommerziellen Betrieb aufnehmen, sodass Permian-Gas asiatische Abnehmer erreichen kann, ohne durch den Panamakanal eingeschränkt zu werden. Pilot LNG und GFI LNG planen einen Bunkerungshub in Salina Cruz zur Versorgung transpazifischer Schiffe, während Coatzacoalcos im Juni 2025 eine Landkonzession für ein LNG-Terminal erwarb, das beide Ozeanbecken bedient.

Regulatorische Kursänderungen infolge des Energiereform-Rückbaus schaffen Unsicherheit

Präsidentin Sheinbaum konsolidierte CRE und CNH 2025 in einer neuen Nationalen Energiekommission und zentralisierte die Aufsicht erneut unter SENER, wobei eine 54-prozentige staatliche Kontrolle der Stromerzeugung priorisiert wurde. Das geänderte Kohlenwasserstoffgesetz bevorzugt Pemex bei der Upstream-Zuteilung, was einige internationale Ölgesellschaften dazu veranlasste, neue Flächenangebote einzufrieren. Die Pause bei zukünftigen Angebotsrunden verengt die Explorationspipeline. Anhängige Gerichtsklagen und die Aussicht auf Vertragsneugotierungen verstärken die kurzfristige Unsicherheit.

Chronische Unterinvestitionen in bestehende Raffinerien begrenzen die Downstream-Margen

Pemex' sechs bestehende Raffinerien erreichten 2024 trotz Upgrades im Wert von 72 Milliarden MXN im Durchschnitt lediglich eine Auslastung von 53,7 %, was auf veraltete Anlagen zurückzuführen ist, die für schwefelhaltiges mexikanisches Rohöl ungeeignet sind. Die neue Olmeca-Raffinerie erzielte im August 2024 eine anfängliche Produktion, steht jedoch weiterhin vor Herausforderungen im Zusammenhang mit dem Hochfahren der Kapazitäten, einschließlich Problemen mit der Rohstoffqualität und Wetterstörungen. Hohe Betriebskosten drücken die Margen und schrecken privates Kapital ab. Pemex' Schulden von 101,5 Milliarden USD schränken die Ausgaben für katalytische Crackeranlagen und Entschwefelungsanlagen weiter ein, die die Ausbeute steigern könnten.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Nach Sektor: Upstream-Dominanz prägt die Marktstruktur

Upstream-Aktivitäten machten 2025 72,60 % des mexikanischen Öl- und Gasmarktes aus, da Unternehmen bestrebt waren, ausgereifte Reserven zu ersetzen. Entwicklungsverpflichtungen in Höhe von mehr als 11 Milliarden USD, darunter Trion, Zama und Lakach, sichern die Upstream-Sichtbarkeit bis 2031. Die Downstream-Entwicklung zeigt jedoch die stärkste Dynamik, wobei das Segment mit einer CAGR von 2,26 % wächst, getrieben durch die Olmeca-Raffinerie und Upgrades in Cadereyta und Salina Cruz. Diese Investitionen signalisieren die Entschlossenheit, die Importe raffinierter Produkte auf einem Niveau zu begrenzen, das derzeit 56,8 % der inländischen Nachfrage entspricht.

Die dem Downstream-Sektor zuzurechnende Größe des mexikanischen Öl- und Gasmarktes wird voraussichtlich bis 2031 auf 2,68 Milliarden USD steigen und damit seinen Anteil am Gesamtmarkt erhöhen. Midstream-Betreiber wie TC Energy investieren 3,9 Milliarden USD in die Southeast-Gateway-Pipeline und gewährleisten so eine stetige Rohstoffversorgung für die neue Raffinerungs- und Stromerzeugungsflotte. Gemeinsam stehen diese Investitionsströme im Einklang mit den Regierungszielen für Energiesicherheit und Industriewachstum.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Nach Standort: Offshore-Expansion gleicht Onshore-Reife aus

Onshore-Flächen lieferten 2025 65,30 % des Marktanteils am mexikanischen Öl- und Gasmarkt, gestützt durch Bestandsfelder in Tabasco und flachen Gewässern von Campeche. Dennoch zeigen Offshore-Projekte eine stärkere Dynamik und wachsen mit einer CAGR von 2,22 %, da Perdido-Faltenzone-Hubs in Betrieb gehen. Technologien wie Subsea-Kompression und dynamisch positionierte Bohrinseln senken die Förderkosten und verbessern die Ausbeute bei Wassertiefen von mehr als 1.500 m.

Infolgedessen wird die Größe des mexikanischen Öl- und Gasmarktes für Offshore-Betriebe voraussichtlich bis 2031 3,24 Milliarden USD übersteigen. Die Risikominderung verbessert sich, da die meisten Subsea-Entwicklungen weit entfernt von Protestzonen der Gemeinschaft liegen, die landbasierte Pipelines erschweren. Gleichzeitig ging die Onshore-Produktion in Tabasco von 511.000 bpd im Juli 2023 auf 410.000 bpd im November 2024 zurück, was die Reservoirerschöpfung belegt.

Nach Dienstleistung: Bau-Dominanz verschiebt sich zum Stilllegungswachstum

Der Baubereich lieferte 2025 61,10 % des Marktanteils am mexikanischen Öl- und Gasmarkt, was auf einen intensiven Infrastrukturzyklus zurückzuführen ist, der die Tiefseeplattformfertigung, Fernpipelines wie den Southeast Gateway und den Bau der Olmeca-Raffinerie umfasst. Unternehmen wie Saipem und SICIM stellen spezialisierte Schwerlasthebeschiffe und Subsea-Verlegeschiffe zur Verfügung, um den Tiefseebedarf zu decken, was signalisiert, dass Mexiko von der Exploration zur vollständigen Entwicklung übergegangen ist.

Wartungs- und Turnaround-Programme, die Markteintrittsbarrieren erhöhen und Dienstleistungsanbieter mit einer bewährten Erfolgsbilanz in der Nordsee oder im US-Golf begünstigen, sind entscheidend, aber ausgereift, mit Fokus auf Pemex' alternde Raffinerien und Offshore-Jackets, die Integritätsprüfungen, Überholungen rotierender Maschinen und Korrosionsschutz erfordern. Stilllegung ist zwar heute das kleinste Segment, aber das am schnellsten wachsende mit einer CAGR von 4,86 % bis 2031, da Cantarell, Ku-Maloob-Zaap und andere ausgereifte Hubs sich dem Ende ihrer Betriebslebensdauer nähern. Neue Umweltvorschriften verlangen eine dokumentierte Verfüllung und Aufgabe, den Abbau von Oberbauten und die Reinigung des Meeresbodens nach internationalen Standards, was Markteintrittsbarrieren erhöht und Dienstleistungsanbieter mit einer bewährten Erfolgsbilanz in der Nordsee oder im US-Golf begünstigt.

Cantarell allein beherbergt mehr als 200 Bohrlöcher und 24 Plattformen, die sich dem Stilllegungsalter nähern, was einen Ankerauftragsbestand für Verfüllungs- und Aufgabesequipment, Schwerlasthebeschiffe und Subsea-Schneidwerkzeuge impliziert. Dienstleistungsanbieter, die regulatorische Berichterstattung, Kontaminationsüberwachung und Asset-Übertragungsprotokolle beherrschen, sichern sich einen Erstmover-Vorteil, da der mexikanische Öl- und Gasmarkt in seine Rückbauphase übergeht.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Geografische Analyse

Südöstliche Bundesstaaten dominieren weiterhin die Aktivitäten. Tabasco verzeichnete im November 2024 eine Produktion von 410.000 bpd und beherbergt die Olmeca-Raffinerie, was die Region sowohl als Produktions- als auch als Verarbeitungszentrum positioniert. Die Offshore-Provinz des benachbarten Campeche bleibt das Fundament der Flachgewässerproduktion und dient als Ausgangspunkt für Tiefseeprogramme. Veracruz balanciert Onshore-Bohrungen mit Midstream- und LNG-Ambitionen; das schwimmende Terminal Altamira erzielte im Juli 2024 seine erste Ladung.

Nördliche Grenzstaaten sind vor allem für den Gastransport relevant. Tamaulipas und Nuevo León verbinden das US-Angebot mit der mexikanischen Nachfrage über den Sur-de-Texas-Tuxpan-Korridor und die bevorstehende Southeast-Gateway-Leitung und ermöglichen günstigere Rohstoffe für Kraftwerke. Das Burgos-Becken bietet unkonventionelles Schiefergas-Potenzial, obwohl die Entwicklung von regulatorischer Klarheit und Wassernutzungsregelungen abhängt.

Pazifikküsten-Entitäten wie Sonora und Baja California positionieren sich als Exportgateways. Energia Costa Azul wird seine erste LNG-Ladung 2025 verladen und damit den Stau durch den Panamakanal reduzieren. Unterdessen sucht die Halbinsel Yucatán 30 Milliarden USD in neuen Leitungen und Stromerzeugungsanlagen, um die Anforderungen von Tourismus und Industriewachstum zu erfüllen. Das Tampico-Misantla-Becken im Osten bietet ein Testfeld für CCS-EOR und kombiniert geologische Eignung mit der Nähe zu industriellen CO₂-Quellen.