Marktgröße und Marktanteil des Öl- und Gasmarktes in Südostasien
Marktübersicht
| Studienzeitraum | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Prognosedatenzeitraum | 2026 - 2031 |
| Marktgröße im Basisjahr (2025) | 38.97 Milliarden US-Dollar |
| Marktgröße (2026) | 41.08 Milliarden US-Dollar |
| Marktgröße (2031) | 53.44 Milliarden US-Dollar |
| Growth Rate (2026 - 2031) | 5.40 % |
| Marktkonzentration | Mittel |
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0. | |
Analyse des Öl- und Gasmarktes in Südostasien durch Mordor Intelligence
Die Marktgröße des Öl- und Gasmarktes Südostasien wurde im Jahr 2025 auf 38,97 Milliarden USD geschätzt und wird voraussichtlich von 41,08 Milliarden USD im Jahr 2026 auf 53,44 Milliarden USD bis 2031 wachsen, mit einer CAGR von 5,40 % während des Prognosezeitraums (2026-2031).
Robuste staatliche Unterstützung für die Entwicklung inländischer Ressourcen, beschleunigte Kapitalausgaben nach der Pandemie und die rasche Genehmigung von Tiefseeprojekten bilden die Grundlage dieser Expansion. Erhebliche Investitionen in die LNG-Infrastruktur, insbesondere in schwimmende Lagerungs- und Regasifizierungseinheiten, erweitern die regionalen Versorgungsoptionen und erleichtern gleichzeitig den Wechsel von Kohle zu Gas in der Stromerzeugung. Initiativen zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) erschließen Felder mit hohem CO₂-Gehalt, und die Digitalisierung senkt die Gewinnschwellenkosten bei reifen Anlagen, was gemeinsam die Lebenszyklen der Felder verlängert. Die Wettbewerbsintensität bleibt moderat, da nationale Ölgesellschaften (NOCs) Upstream-Konzessionen schützen, dennoch finden internationale Partner durch Joint Ventures Möglichkeiten, die fortschrittliche Subsea-, Bohr- und CCS-Technologien einbringen.
Wichtigste Erkenntnisse des Berichts
- Nach Sektor entfiel auf den Upstream-Sektor im Jahr 2025 ein Umsatzanteil von 72,15 %, und es wird prognostiziert, dass er bis 2031 eine CAGR von 5,67 % verzeichnen wird.
- Nach Standort entfielen auf Offshore-Aktivitäten im Jahr 2025 60,25 % der Aktivitäten, während Onshore-Projekte zurückblieben, aber dennoch eine solide CAGR von 3,98 % bis 2031 verzeichneten.
- Nach Dienstleistung erfassten Baudienstleistungen im Jahr 2025 einen Anteil von 55,75 % der Sektorausgaben; Stilllegungsdienstleistungen werden voraussichtlich mit der höchsten Rate wachsen, mit einer CAGR von 7,74 % bis 2031.
- Nach Geografie führte Indonesien mit einem Marktanteil von 35,22 % im Jahr 2025; die Philippinen werden voraussichtlich zwischen 2026 und 2031 die höchste CAGR von 6,08 % aufweisen.
- PETRONAS, PT Pertamina und PTT hielten gemeinsam einen Anteil von 41 % an der regionalen Upstream-Produktion 2024, was die Dominanz der nationalen Ölgesellschaften im Öl- und Gasmarkt Südostasien unterstreicht.
Hinweis: Die Marktgrößen- und Prognosezahlen in diesem Bericht werden mithilfe des proprietären Schätzrahmens von Mordor Intelligence erstellt und mit den neuesten verfügbaren Daten und Erkenntnissen bis 2026 aktualisiert.
Trends und Erkenntnisse des Öl- und Gasmarktes Südostasien
Treiber-Auswirkungsanalyse*
| Treiber | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Auswirkungszeitraum |
|---|---|---|---|
| Investitionsaufschwung nach der Pandemie in Upstream- und LNG-Lieferketten | +1.20% | Indonesien, Malaysia, Thailand - Kernmärkte | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Energiesicherheitsdruck für die inländische Produktion und Speicherung | +0.80% | Philippinen, Vietnam, Myanmar - Prioritätsregionen | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Schneller Ausbau von LNG-Importterminals und Regasifizierungskapazität | +0.90% | Singapur als Drehscheibe, Philippinen, Thailand - Expansion | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| CCS-Einsatz zur Erschließung von Gasfeldern mit hohem CO₂-Gehalt | +1.10% | Offshore-Felder in Indonesien und Malaysia | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Pilotprojekte zur Beimischung von Biokraftstoff und Wasserstoff in bestehenden Gasnetzwerken | +0.70% | Regulatorische Rahmenbedingungen in Singapur und Malaysia | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Digitalisierung zur Erschließung marginaler Felder | +0.60% | Regional, angeführt von PETRONAS- und PTT-Initiativen | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Investitionsaufschwung nach der Pandemie beschleunigt die Upstream-Erholung
Die Kapitalausgaben für Upstream-Projekte in Südostasien stiegen 2024 um 34 % auf 28,5 Milliarden USD, da die Betreiber verzögerte Explorations- und Entwicklungsprogramme wieder aufnahmen. PETRONAS widmete 8,2 Milliarden USD für malaysische Offshore-Arbeiten, und PT Pertamina stellte 4,7 Milliarden USD für indonesische Erweiterungen bereit, was das wiederhergestellte Vertrauen in das Nachfragewachstum signalisiert. Rund 40 % davon werden für gezielte LNG-Lieferketten ausgegeben, wobei Malaysias schwimmendes LNG und Indonesiens onshore Verflüssigung am meisten profitieren. Die raschen Ausgaben beseitigen einen Projektrückstand aus den Verschiebungen der Jahre 2020-2022 und positionieren die Region als flexiblen LNG-Lieferanten für das weitere Asien. Echtzeit-Reservoiranalysen und Subsea-Anbindungen verkürzen die Amortisationszeiten und stimulieren die Upstream-Verpflichtungen weiter.
Energiesicherheitsimperative treiben die Entwicklung inländischer Ressourcen voran
Die Regierungen intensivieren ihre Bemühungen, die Importabhängigkeit zu verringern. Die Philippinen starteten 2024 ein strategisches Erdölreserveprogramm mit einer Abdeckung von 30 Tagen, während Vietnam seine Gasspeicherkapazität um 25 % erhöhte. Thailands PTT steigerte die Explorationsausgaben im Golf von Thailand um 45 %, um den Rückgang reifer Felder auszugleichen, und Myanmar vergab 12 neue Blöcke trotz politischer Risiken. Überarbeitete Fiskalbedingungen - höhere Kostenerdeckungsobergrenzen und beschleunigte Abschreibungen - haben die Projektökonomie verbessert und sowohl lokales als auch ausländisches Kapital angezogen. Diese Maßnahmen stehen im Einklang mit den übergeordneten ASEAN-Zielen der Versorgungsresilienz angesichts volatiler globaler Märkte.
Der Bau von LNG-Terminals verändert die regionale Gasinfrastruktur
Die Regasifizierungskapazität wurde 2024 um 18 MTPA erweitert, angeführt von der Bataan-Anlage auf den Philippinen und der Map-Ta-Phut-Erweiterung in Thailand. Singapurs Jurong-Insel verarbeitete 14,2 MTPA und festigte damit seine Rolle als Handelszentrum Südostasiens. Die neue Importkapazität ist zu 85 % im Rahmen langfristiger Verträge mit QatarEnergy und US-amerikanischen Lieferanten vertraglich gebunden, was das Auslastungsrisiko mindert. Schwimmende Speicher- und Regasifizierungseinheiten (FSRUs) decken 60 % der neuen Kapazität ab und bieten eine schnelle Inbetriebnahme sowie niedrigere Kosten im Vergleich zu Onshore-Terminals. Ein verbesserter Gaszugang erleichtert den Wechsel von Kohle zu Gas und ermöglicht die Erfüllung von Emissionszielen, ohne die Netzstabilität zu beeinträchtigen.
Pilotprojekte zur Biokraftstoffintegration verändern die Nutzung von Gasnetzwerken
Singapur hat Wasserstoffbeimischungen von bis zu 20 % in bestehenden Gasnetzen genehmigt und strebt einen kommerziellen Rollout im Jahr 2026 an.(1)Malaysische Energiemarktbehörde, "Hydrogen Blending Pilot Approval 2024", ema.gov.sgPetronas Gas führt Biogaseinblastests auf Leitungen der Halbinsel Malaysia durch und belegt die Kompatibilität ohne größere Infrastrukturmodifikationen. Die Beimischung nutzt bestehende Pipelinekosten und schafft gleichzeitig eine Nachfrage nach erneuerbaren Molekülen, wodurch Netze zu Ermöglichern der Dekarbonisierung werden. Betreiber erzielen Prämientarife für einen niedrigen Kohlenstoffgehalt und verschieben die großangelegte Pipeline-Stilllegung, wodurch die Aktionärsrenditen mit den Transformationszielen in Einklang gebracht werden.
Hemmnisse-Auswirkungsanalyse*
| Hemmnis | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Auswirkungszeitraum |
|---|---|---|---|
| Rückgang von Altfeldern und Lücke beim Reservenersatz | -0.80% | Reife Becken in Indonesien und Malaysia | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Regulatorische und fiskalische Unsicherheit in den ASEAN-Mitgliedsstaaten | -0.70% | Regional, je nach Zuständigkeitsbereich variierend | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| ESG-getriebener Kapitalabfluss aus fossilen Anlagen | -0.60% | Regional, internationale Großunternehmen betreffend | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Maritime Streitigkeiten im Südchinesischen Meer verzögern Bohrungen | -0.50% | Umstrittene Gebiete in Vietnam, Philippinen und Malaysia | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Der Rückgang von Altfeldern übersteigt die Bemühungen zur Reservenersetzung
Indonesische Becken verzeichneten 2024 eine jährliche Erschöpfungsrate von 8-12 %, was die globale Norm von 5-7 % übersteigt.(2)Indonesisches Ministerium für Energie und Bodenschätze, "Feldrückgangsstatistik 2024", esdm.go.idMalaysias alternde Offshore-Anlagen benötigen bis 2026 Wartungsinvestitionen von 2,3 Milliarden USD, um die Plateauproduktion aufrechtzuerhalten, was den Cashflow der Betreiber belastet. Die regionale Reservenersetzungsquote fiel auf 0,7-fache, was auf eine unzureichende Anzahl von Entdeckungen hinweist. Nachbohrungen und verbesserte Förderung bieten nur taktische Entlastung. Betreiber sehen sich mit steigenden Förderkosten und erhöhten Stilllegungsverbindlichkeiten konfrontiert, was die Kapitaldisziplin verschärft und die Grenzflächenexploration verzögern kann.
Regulatorische Fragmentierung erzeugt Investitionsunsicherheit
Häufige Revisionen der Fiskalbedingungen und verschärfte Vorschriften für lokale Inhalte erschweren die wirtschaftliche Modellierung. Indonesiens Überarbeitung der Kostendeckung im Jahr 2024 reduzierte die Auftragnehmermargen um 8-12 %, während Malaysia den vorgeschriebenen lokalen Inhalt für bestimmte Offshore-Bereiche auf 70 % erhöhte und damit die Beschaffungskosten steigerte. Genehmigungszyklen in Thailand verlängerten sich um bis zu zwei Jahre. Diese Abweichungen verpflichten Investoren dazu, höhere Renditen zu fordern, was marginale Projekte auf Eis legen kann. Eine ASEAN-Harmonisierung bleibt anstrebenswert, da die Mitgliedsstaaten nicht bereit sind, Ressourcensouveränität abzutreten.
*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 spiegelt Ressourcenausstattung wider
Upstream-Aktivitäten generierten 2025 72,15 % des Umsatzes, und das Segment wird voraussichtlich bis 2031 mit einer Rate von 5,67 % wachsen und damit den größten Anteil am Öl- und Gasmarkt Südostasien behalten. Massive Projekte wie Indonesiens Abadi-LNG und Malaysias Kasawari-Gasentwicklung stützen die Ausgaben, während Midstream-Netzwerke parallel expandieren, um neue Volumina abzutransportieren. Das Wachstum der Downstream-Kapazität bleibt zurück, da strengere Emissionsstandards neue Raffineriebauten einschränken.
Digitale Reservoirmodelle und fortschrittliche Subsea-Verarbeitung erhöhen die Gewinnungsfaktoren und stärken die Upstream-Führungsposition. Regierungen bevorzugen die inländische Produktion zur Verbesserung der Energiesicherheit, und neue Fiskalanreize neigen dazu, Kapital eher in Richtung Exploration als in Raffinerie-Upgrades zu lenken. Pilotprojekte zur verbesserten Ölgewinnung und zu unkonventionellen Ressourcen werden den Upstream-Sektor an der Spitze der Öl- und Gasindustrie Südostasiens halten.
Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar
Nach Standort: Offshore-Aktivitäten treiben technische Innovation voran
Offshore-Projekte machten 2025 60,25 % der gesamten Ausgaben aus und werden voraussichtlich bis 2031 mit einer CAGR von 6,17 % wachsen, da die Betreiber ihre Aktivitäten in regionale Becken ausweiten. Wassertiefenrekorde werden kontinuierlich in Malaysias Sabah- und Sarawak-Vorkommen gebrochen, was die kommerzielle Rentabilität jenseits von 1.000 Metern bestätigt. Onshore-Anlagen bleiben für die Gasverarbeitung und -speicherung wichtig, weisen jedoch kein vergleichbares Wachstumsmomentum auf.
Schwimmende Produktionssysteme machen 45 % der neuen Kapazität aus und bieten Kostenflexibilität sowie einen reduzierten ökologischen Fußabdruck. ASEAN-Regulatoren gleichen offshore Sicherheits- und Umweltstandards schrittweise an und erleichtern die grenzüberschreitende Zusammenarbeit. Die Reife von Flachwasser-Lieferketten verkürzt die Lernkurven für die Tiefseeentwicklung und erhält die Offshore-Dominanz im Öl- und Gasmarkt Südostasien.
Nach Dienstleistung: Bau führt, während Stilllegung beschleunigt
Baudienstleistungen machten 2025 55,75 % des Umsatzes aus, da LNG-Terminals und Offshore-Plattformen proliferierten. Stilllegungen, obwohl kleiner, werden voraussichtlich bis 2031 jährlich mit einer Rate von 7,74 % voranschreiten, was die strengen Entfernungsfristen für end-of-life-Installationen in Malaysia und Indonesien widerspiegelt. Wartung und Turnaround verzeichnen eine stetige Nachfrage, indem sie die Betriebszeit alternder Felder aufrechterhalten.
TechnipFMC sicherte sich 2024 Aufträge im Wert von 1,2 Milliarden USD in Südostasien, darunter Subsea-Umbilicals und LNG-Module. Vorschriften für lokale Inhalte fördern Konsortien, die globale Dienstleistungsunternehmen mit inländischen Fertigungsbetrieben zusammenbringen und den Kompetenztransfer ermöglichen. Da die Stilllegungsvolumina steigen, werden spezialisierte Schwerlasthebe- und Bohrlochverschlussdienstleistungen voraussichtlich florieren und die Einnahmen über den Neubau in der südostasiatischen Öl- und Gasindustrie hinaus diversifizieren.
Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar
Geografische Analyse
Indonesien behält die Marktführerschaft mit einem Anteil von 35,22 % im Jahr 2025 dank umfangreicher Offshore-Reserven, reifer Onshore-Anlagen und des Upstream-Programms von PT Pertamina über 4,7 Milliarden USD, das auf eine zusätzliche Produktion von 180.000 BOPD bis 2026 abzielt. Das Abadi-LNG-Projekt, das eine finale Investitionsentscheidung anstrebt, wird nach der Genehmigung strategische Exportkapazität hinzufügen. Malaysia bleibt eine starke zweite Kraft durch die integrierte Wertschöpfungskette von PETRONAS; das Kasawari-Feld lieferte 2024 erstmals Gas mit 1,2 BCFD und stärkt damit die inländische Versorgungssicherheit. Thailand balanciert den Rückgang der Altproduktion mit unkonventioneller Exploration und einer 11-MTPA-Regasifizierungserweiterung in Map Ta Phut, die die Importflexibilität verankert.
Die Philippinen werden voraussichtlich bis 2031 die höchste Wachstumsrate von 6,08 % erzielen, da Malampaya Phase 2 hochfährt und mehrere LNG-Terminals in Betrieb gehen, um Kohle in der Stromerzeugung zu ersetzen. Vietnams Nam-Con-Son-Entwicklungen und die industrielle Nachfrage fördern seine Entwicklung, unterstützt durch den 15%-Produktionswachstumsplan von PetroVietnam. Singapurs Jurong-Drehscheibe erhält die regionale Versorgungsliquidität durch Lagerung, Blending und Preisfindung. Myanmars Produktion bleibt aufgrund politischer Unsicherheit bescheiden; der Erfolg der Shwe-Feld-Bohrungen zeigt jedoch fortgesetztes internationales Engagement.
Grenzüberschreitende Projekte verbinden Märkte enger. Die Trans-ASEAN-Gaspipeline erleichtert volumetrische Tauschgeschäfte und ermöglicht es Ländern mit saisonalen Überschüssen, ihre Nachbarn zu unterstützen. Regulatoren erarbeiten einheitliche HSE- und Messstandards, um Transaktionsreibungen zu verringern. Die Geografie übt damit einen dualen Einfluss aus, indem sie etablierten Produzenten Skalenvorteile gewährt und gleichzeitig Nischenwachstumsmöglichkeiten für importabhängige Volkswirtschaften innerhalb der Marktgrößenberechnung des Öl- und Gasmarktes Südostasien eröffnet.
Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar
Regulatorisches Umfeld
Die Öl- und Gasregulierung in Südostasien spiegelt weiterhin länderspezifische Steuer-, Lizenzierungs- und Local-Content-Regelungen wider, ergänzt durch zusätzliche Koordination im Bereich Energiesicherheit und Dekarbonisierung. Im Juni 2026 erließ das indonesische Ministerium für Energie und Bodenschätze die Permen ESDM Nr. 7 Tahun 2026, die Geschäftstätigkeitsstandards für die risikobasierte Unternehmenslizenzierung im gesamten Energiesektor festlegt und damit den Übergang zu standardisierten Genehmigungsverfahren im Rahmen des risikobasierten Regelwerks Indonesiens weiter untermauert.
Auch in anderen Kernländern ist die Politikreform aktiv. Im April 2026 erließ Vietnam die Resolution Nr. 81/NQ-CP, die fünf politische Handlungsfelder zur Unterstützung von Änderungen des nationalen Erdölgesetzes umreißt, was auf eine fortlaufende gesetzgeberische Modernisierung hinweist, während die endgültige Verabschiedung weiterhin dem Verfahren der Nationalversammlung unterliegt. Auf regionaler Ebene bietet die Verabschiedung des APAEC 2026-2030 (Januar 2026) durch das ASEAN Centre for Energy einen gemeinsamen Bezugsrahmen für die Planung der Mitgliedstaaten, während Malaysia seine Erdölverwaltungsstruktur im Rahmen des Petroleum Development Act 1974 aufrechterhält, wobei PETRONAS (über Malaysia Petroleum Management) als Ressourcenverwalter und primäre Schnittstelle für Erdöl-Vertragspartner fungiert.
Wettbewerbslandschaft
Die nationalen Champions PETRONAS, PT Pertamina und PTT dominieren die Upstream-Konzessionen aufgrund staatlicher Mandate und bevorzugten Zugangs und liefern gemeinsam rund 41 % der regionalen Produktion 2024. Internationale Ölgesellschaften wie Shell, ExxonMobil und TotalEnergies verfolgen Tiefsee- oder technologisch komplexe Projekte, bei denen ihr ingenieurtechnisches Fachwissen die Teilnahmegebühren rechtfertigt. Staatliche Ressourcenpolitiken schränken die mehrheitliche ausländische Eigentumsrechte ein und lenken die Zusammenarbeit in Joint Ventures, die Risiken teilen und Wissen transferieren.
Die digitale Transformation verstärkt die Wettbewerbslücken. Die KI-Reservoiroptimierungsplattform von PETRONAS steigerte die durchschnittliche Brunnenproduktivität bei mehr als 200 Bohrungen um 12 %, und die vorausschauende Wartung von PTT reduzierte ungeplante Ausfallzeiten um 18 %. Die Dienstleistungsunternehmen TechnipFMC, Saipem und Samsung Engineering gewinnen große EPC-Pakete, indem sie ihre Subsea-Kompetenzen mit einer starken Einhaltung der Anforderungen an lokale Inhalte kombinieren. Der Wettbewerb in Nischenbereichen wächst in den Bereichen CCS-Einsatz, Stilllegung und Integration erneuerbarer Gase, wo technische Kompetenz als Erstbeweger langfristige Dienstleistungseinnahmen sichern kann.
Auch die Kapitalmärkte gestalten den Wettbewerb. ESG-orientierte westliche Investoren ziehen sich zurück, während nahöstliche und asiatische Fonds veräußerte Vermögenswerte erwerben und dabei häufig günstige Fiskalbedingungen von Gastgeberregierungen aushandeln, die auf eine Aufrechterhaltung der Produktion bedacht sind. Infolgedessen stabilisieren sich die regionalen Kostenstrukturen und gewährleisten ein moderates Konzentrationsniveau im südostasiatischen Öl- und Gasmarkt.
Führende Unternehmen der Öl- und Gasindustrie Südostasien
TechnipFMC
Saipem SpA
PT. JGC Indonesia
Bechtel Corporation
Fluor Corporation
- *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert
Marktchancen und Zukunftsaussichten
Tiefwassergas und die damit verbundenen schwimmenden Produktionssysteme entwickeln sich zum umsetzungsstärksten Whitespace, da reife Flachwasser- und Onshore-Anlagen zurückgehen und Betreiber eine skalierbare Versorgung suchen, die an LNG-Infrastruktur gekoppelt ist. Die im Juli 2026 an ein Joint Venture von Saipem und PT Tripatra Engineers and Constructors vergebene EPCI-Vergabe für ein Neubau-FPSO für die Kutei North Hub-Entwicklung von Eni und PETRONAS vor der Küste Ost-Kalimantans deutet auf eine anhaltend kapitalintensive Offshore-Entwicklung hin und erweitert den adressierbaren Markt für Subsea-, FPSO-Topside-, Fertigungs- und Integrationsdienstleistungen.
Die Onshore- und Near-Shore-Gasentwicklung sowie der Ausbau von Gasnetzen schaffen zusätzliche Chancen, insbesondere dort, wo Genehmigungsverfahren und Projektstrukturierung kleinere, wiederholbare Umfänge ermöglichen. PC Ketapang II traf eine endgültige Investitionsentscheidung für das Bukit-Panjang-Gasprojekt in Ost-Java (April 2026) und begann im Juni 2026 mit dem Bau, was einen Weg für zusätzliche inländische Gasversorgung aufzeigt, der die Nachfrage aus Strom- und Industriesektor unterstützt, ohne auf exportfähiges LNG angewiesen zu sein. Die Bündelung von Vermögenswerten und Infrastruktur über neue integrierte Plattformen, wie den im Juni 2026 gestarteten Searah (Eni und PETRONAS), der produzierende und in Entwicklung befindliche Anlagen in Indonesien und Malaysia zusammenführt und durch eine revolvierende Kreditfazilität für ein mehrjähriges Investitionsprogramm unterstützt wird, schafft ebenfalls bankfähigere Gegenparteien für EPC-Arbeiten, Brownfield-Anbindungen und Entflechtungsarbeiten in etablierten Hubs.
Aktuelle Branchenentwicklungen
- Juli 2026: Saipem erhielt in einem Joint Venture mit PT Tripatra Engineers and Constructors einen EPCI-Vertrag für ein Neubau-FPSO für das Kutei North Hub-Gasprojekt von Eni und PETRONAS vor der Küste Ost-Kalimantans, Indonesien. Die Vergabe im Wert von rund 2 Milliarden USD unterstreicht die Rolle FPSO-geführter Tiefwasserentwicklungen in Indonesien und erweitert die mehrjährige Nachfrage nach Fertigungs-, Integrations- und Offshore-Installationskapazitäten.
- November 2025: TechnipFMC gewann von Eni einen bedeutenden iEPCI-Vertrag für das Tiefwasserprojekt Maha vor der Küste Indonesiens. Die Vergabe, die Subsea-2.0-Technologie umfasst, unterstreicht die Präferenz der Betreiber für standardisierte Subsea-Architekturen und integrierte Liefermodelle zur Verbesserung der Termin- und Kostenkontrolle bei komplexen Offshore-Entwicklungen.
- August 2025: INPEX Masela vergab einen FEED-Vertrag an ein Konsortium, dem JGC Indonesia und Tochtergesellschaften von Technip Energies angehören, für das Abadi-LNG-Projekt in Indonesien, das die Onshore-LNG-Anlage und die Offshore-Produktionsanlage (FPSO) umfasst. Der Fortschritt der FEED-Arbeiten unterstützt die Weiterentwicklung hin zu endgültigen Investitionsentscheidungen und erweitert die regionale Pipeline an LNG-bezogenen Engineering- und Projektmanagement-Aufträgen.
Rahmen der Forschungsmethodik und Umfang des Berichts
Marktdefinition und Erfassungsbereich
Für diese Methodik wird der Öl- und Gasmarkt Südostasiens anhand der Umsätze aus Upstream-, Midstream- und Downstream-Aktivitäten in der gesamten Region bemessen, einschließlich damit verbundener Onshore- und Offshore-Betriebe und Servicearbeiten im Zusammenhang mit Anlagen und Projekten.
Ausgeschlossene Bereiche (zur Klarstellung): Wir zählen keine rein finanziellen Handelsgewinne oder nicht zusammenhängende Strom- und Versorgungseinzelhandelsumsätze, die nicht direkt mit Öl- und Gasaktivitäten in Südostasien verbunden sind.
Übersicht der Segmentierung
- Nach Sektor
- Upstream
- Midstream
- Downstream
- Nach Standort
- Onshore
- Offshore
- Nach Dienstleistung
- Bau
- Wartung und Turnaround
- Stilllegung
- Nach Geografie
- Indonesien
- Malaysia
- Thailand
- Vietnam
- Philippinen
- Singapur
- Myanmar
- Rest Südostasien
Datenquellen, Marktgrößenbestimmung und Validierung
Sekundärforschung
Die Sekundärforschung dient dazu, das sachliche Grundgerüst für das Modell zu erstellen, bevor Annahmen in Interviews auf die Probe gestellt werden. Wir haben öffentliche Datensätze und offizielle Publikationen wie die Energiestatistiken der IEA, Jahresberichte der OPEC, Veröffentlichungen zur ASEAN-Energiekooperation sowie nationale Energie- und Erdölregulierungsbehörden für länderspezifische Signale zu Angebot, Nachfrage und Infrastruktur herangezogen.
Um die Umsatzumrechnung praktikabel zu gestalten, haben wir zudem Quellen wie Zoll- und Hafenstatistiken, Geschäftsberichte und Investorenpräsentationen von Unternehmen sowie glaubwürdige Fachpresse für Projektzeitpläne, Kapazitätserweiterungen und Kontext zur Anlagenauslastung genutzt. Wo nötig, wurden kostenpflichtige Datenbankquellen für Unternehmensfinanzen und Import-/Export-Sendungsdaten verwendet, um Lücken bei kleineren Betreibern und grenzüberschreitenden Flüssen zu schließen. Die genannten Sekundärquellen sind lediglich beispielhaft, und es wurden viele weitere öffentliche Referenzen zur Erfassung, Überprüfung und Klärung von Datenpunkten herangezogen.
Primärinterviews und Umfragen
Primärgespräche und Umfragen wurden mit einer Mischung aus Betreibern, EPC- und Dienstleistungsunternehmen, Midstream- und LNG-Infrastrukturbeteiligten sowie Downstream- und Raffinerie-Akteuren in wichtigen südostasiatischen Ländern durchgeführt. Der Fokus der Befragteneingaben lag darauf, was tatsächlich vor Ort umgesetzt wird, einschließlich Vergabetempo, Auslastung, typischer kommerzieller Bedingungen und der Frage, wie die Preisgestaltung für laufende Wartung im Vergleich zu Neubauten neu festgelegt wird.
Verteilung der Befragten der Primärforschung im Feld
| Unternehmenstyp | Position der Befragten |
|---|---|
| Top-Tier: 33% | CXOs: 20% |
| Mid-Tier: 46% | Funktions-/Bereichsleiter: 20% |
| Kleinere Akteure: 21% | Manager: 60% |
Marktgrößenbestimmung & Prognose
Die Größenbestimmung beginnt mit einem Top-down-Ansatz, bei dem die regionale Öl- und Gasaktivität anhand länderspezifischer Produktions- und Verbrauchstrends, des Midstream-Durchsatzes und der LNG-Bewegungen sowie der Downstream-Kapazität und -Auslastung rekonstruiert wird. Diese Aktivitätsindikatoren werden dann anhand einer Reihe von Preis- und Kostenmarkern, die in Interviews überprüft und mit dem Untersuchungsumfang abgeglichen wurden, in Umsätze umgerechnet.
Um die Gesamtzahlen zu untermauern, haben wir die Ergebnisse durch selektive Bottom-up-Näherungen abgeglichen, wie z. B. stichprobenartige Projekt- und Servicevergabewerte, typische Wartungs- und Turnaround-Ausgaben je Anlagenklasse und einige Anbieter-Zusammenfassungen, sofern öffentliche Finanzoffenlegungen dies ermöglichten. Zu den wichtigsten Inputs, die das Modell geprägt haben, zählen die Richtung der Upstream-Investitionsausgaben, der Mix aus Offshore- und Onshore-Aktivität, Pipeline- und LNG-Terminal-Erweiterungen, Raffineriedurchsätze und -auslastung sowie die durchschnittliche Serviceintensität nach Bau- im Vergleich zu Wartungs- und Turnaround-Arbeiten.
Für die Prognose wurde eine Szenarioanalyse verwendet, damit Annahmen zum Ölpreis, zum Genehmigungstempo und zum Risiko von Terminverzögerungen variiert und anschließend mit Expertenmeinungen für einen realistischen zentralen Fall erneut validiert werden konnten. Bei begrenzter Offenlegung für ein Land oder eine Teilaktivität wurde die Lücke durch die Verwendung von Proxy-Indikatoren wie Kapazität, Auslastung und bekannten Projektrückständen geschlossen und das Ergebnis anschließend anhand des Interview-Feedbacks angepasst.
Datenvalidierung & Aktualisierungszyklus
Die Ergebnisse werden anhand unabhängiger Signale überprüft, und die Zahlen durchlaufen vor der endgültigen Freigabe mehrere Runden der Abweichungsprüfung. Wir vergleichen die implizierten Umsätze mit der Dynamik der Projektvergaben, den Trends bei Anlagenauslastung und Durchsatz sowie dem, was Betreiber und Auftragnehmer als aktuelle Budgetrahmen beschreiben, und untersuchen Ausreißer, bis der Treiber verstanden ist.
Die Berichte werden jährlich aktualisiert, und Zwischenaktualisierungen werden ausgelöst, wenn wesentliche Ereignisse eintreten, wie größere Projektgenehmigungen, Stornierungen oder starke Preisausschläge, die Ausgabenpläne verändern. Vor der endgültigen Lieferung wird ein letzter Durchgang abgeschlossen, damit die veröffentlichten Tabellen die neuesten Datenpunkte und konsistente Annahmen über Länder und Aktivitäten hinweg widerspiegeln.
Marktgröße für Öl und Gas in Südostasien von Mordor Intelligence im Vergleich zu anderen veröffentlichten Schätzungen
Veröffentlichte Marktgrößen für Öl und Gas in Südostasien können weit voneinander abweichen, da die Abgrenzung des Untersuchungsbereichs nicht einheitlich gezogen wird und die Logik der Umsatzumrechnung unterschiedlich gehandhabt wird. In diesem Sektor ändert sich die Gesamtsumme schnell, wenn eine Schätzung vollständige Downstream-Produktverkäufe mit Infrastruktur und Dienstleistungen mischt oder wenn eine andere Schätzung die Endverbraucherausgaben für Kraftstoff als Markt betrachtet.
Die größten Ursachen für Abweichungen liegen in der Regel darin, was als Marktumsatz gezählt wird, ob Upstream, Midstream und Downstream vollständig einbezogen sind und wie Onshore- gegenüber Offshore-Aktivitäten jahresweise gewichtet werden. Unterschiede zeigen sich auch, wenn manche Quellen eine aggressive Preissteigerung auf alle Barrel und Kubikmeter anwenden oder wenn Währungszeitpunkt und Aktualisierungszyklus nicht auf dasselbe Basisjahr abgestimmt sind.
Benchmark-Vergleich
| Quelle | Marktgröße | Lücken in der Forschungsmethodik |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 38,97 Mrd. USD (2025) | |
| Regionale Beratungsgesellschaft A | 300,00 Mrd. USD (2024) | Diese Zahl scheint einen deutlich breiteren Ausgabenpool widerzuspiegeln, der Downstream-Produktverkäufe und den Wert des Endverbraucherkraftstoffverbrauchs einbeziehen kann, was die Gesamtsummen im Vergleich zu einer Aktivitäts- und Betriebsumsatzbetrachtung erhöht. |
| Branchenverlag B | 187,40 Mrd. USD (2026) | Diese Zahl bezieht sich ausschließlich auf den Downstream-Bereich und wird stark durch Raffinerie- und Petrochemieprodukte geprägt, sodass sie nicht direkt mit einer vollständigen Öl- und Gaswertschöpfungskette vergleichbar ist und stark von Produktpreisannahmen abhängen kann. |
Die Tabelle zeigt, dass die Wahl des Untersuchungsumfangs den Großteil der Abweichung erklärt, gefolgt davon, wie Umsätze aus Barrel, Durchsatz und Kapazität zu unterschiedlichen Zeitpunkten in USD umgerechnet werden. Die praktischen Prüfungen, die im Modell angewendet werden, bestehen darin, Downstream-Produktverkäufe von Upstream- und Midstream-Aktivitäten getrennt zu halten und Auslastung sowie Projekttempo durch Interviews zu validieren, was sich dann in der von Mordor Intelligence gemeldeten Endzahl widerspiegelt.
Im Bericht beantwortete Schlüsselfragen
Wie groß ist der Öl- und Gasmarkt Südostasien?
Die Marktgröße des Öl- und Gasmarktes Südostasien wird im Jahr 2026 auf rund 41,08 Milliarden USD geschätzt und wird bis 2031 voraussichtlich 53,44 Milliarden USD übersteigen, mit einem jährlichen Wachstum von 5,40 %.
Welches Segment zeigt das schnellste Wachstum bis 2031?
Stilllegungsdienstleistungen werden voraussichtlich mit einer CAGR von 7,74 % wachsen, da Regulatoren Plattformentfernungsfristen in Malaysia und Indonesien durchsetzen.
Warum gelten die Philippinen als die am schnellsten wachsende Geografie?
Neue LNG-Importterminals und die Erweiterung des Malampaya-Feldes heben die Philippinen auf eine CAGR von 6,08 % und übertreffen damit andere ASEAN-Mitglieder.
Wie beeinflussen CCS-Projekte die regionale Versorgung?
Kommerzielle CCS an Feldern wie Kasawari bindet CO₂ und ermöglicht die Entwicklung von Reservoiren mit hohem CO₂-Gehalt, wodurch Reserven erschlossen werden, die unter konventioneller Verarbeitung zuvor unwirtschaftlich waren.
Welche Rolle spielt die Digitalisierung in der Feldökonomie?
KI-gesteuerte Reservoiroptimierung und vorausschauende Wartung steigern die Produktion um bis zu 15 % und senken die Entwicklungskosten um etwa 25 %, was die Wirtschaftlichkeit von Grenzfeldern verbessert.
Welche Unternehmen dominieren die regionale Produktion?
PETRONAS, PT Pertamina und PTT liefern gemeinsam rund 41 % der südostasiatischen Produktion, was eine starke, aber nicht monopolistische Kontrolle durch nationale Ölgesellschaften unterstreicht.
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