Marktgröße und Marktanteil der Öl- und Gaswirtschaft in Thailand – Wachstumstrends und Prognose (2025–2030)

Marktübersicht

Thailand Öl- und Gasmarkt Übersicht und Kennzahlen

Studienzeitraum	2020 - 2030
Prognosedatenzeitraum	2025 - 2030
Historischer Datenzeitraum	2020 - 2023
Marktgröße (2025)	4.5 Milliarden US-Dollar
Marktgröße (2030)	5.86 Milliarden US-Dollar
Wachstumsrate (2025 - 2030)	5.41 %
Marktkonzentration	Hoch
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0.

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Markttrends und Einblicke

Robuster Ausbau der gasbefeuerten Stromerzeugung als Nachfragetreiber im Inland

Der aktuelle Stromentwicklungsplan der EGAT sieht bis 2030 einen Zubau von 15 GW an gasbefeuerten Kapazitäten vor – eine Steigerung von 40 % gegenüber dem Stand von 2024.^[1] Langfristige Lieferverträge zwischen unabhängigen Stromerzeugern und PTTEP stützen eine stabile Abnahme für neue Upstream-Projekte. Die Nachfrage konzentriert sich auf den Östlichen Wirtschaftskorridor, wo Strom- und petrochemischer Bedarf zusammenfallen und damit Mindestauslastungsfaktoren für neue Anlagen sicherstellen. Pipeline-Erweiterungen vom Golf von Thailand nach Chonburi und Rayong haben daher vorrangige Genehmigungen erhalten. Infolgedessen betrachten Upstream-Investoren den Öl- und Gasmarkt in Thailand als gegen kurzfristige Nachfrageschwankungen abgesichert, was ein robustes Bohrprogramm begünstigt.

Neue PSC-Lizenzierungsrunden im Golf von Thailand erschließen Explorationsflächen

Die 25. Lizenzierungsrunde mit neun Onshore-Blöcken und verbesserten steuerlichen Konditionen markiert das erste Lizenzvergabefenster seit 2018. Die Förderzinssätze wurden für die Explorationsphase um einen Prozentpunkt gesenkt, während die Vorschriften zum lokalen Wertschöpfungsanteil bis zum Beginn der Feldentwicklung gelockert wurden. Dieser steuerliche Neustart erfolgt zu einem Zeitpunkt, an dem die Brent-Preise oberhalb von 80 USD/bbl notieren, was die Nettoerlöse für Pionierbohrungen verbessert. Internationale Großkonzerne haben Teams vorqualifiziert, die sich auf Flachwassergasprospekte konzentrieren, die vor 2030 in die Produktion eintreten könnten. Erfolgreiche Vergaben würden einen jährlichen Rückgang von 5 % in Legacy-Feldern ausgleichen und die Upstream-Wachstumsnarrative des Öl- und Gasmarktes in Thailand stärken.

Laufende Downstream-Erweiterungen am Petrokomplex Map Ta Phut

Die Erweiterung des Ethan-Crackers von PTTGC im Wert von 1,2 Milliarden USD fügt bis 2026 1 Million Tonnen pro Jahr (tpa) Ethylenkapazität hinzu, während die Polyethylen-Einheit von Dow Chemical im Wert von 800 Millionen USD die Wertschöpfungskettenintegration stärkt.^[2] Diese Projekte steigern die inländische Nachfrage nach NGL und magerem Gas und bieten den Gasproduzenten im Golf von Thailand ein überschlägiges Maß an Abnahmesicherheit. Die Nähe des Komplexes zu Tiefwasser-Liegeplätzen senkt die Exportlogistikkosten und stärkt die regionale Wettbewerbsfähigkeit Thailands. Neue Lagerstätten, wie der 60.000 m³ fassende Ethan-Tank von Vopak, verbessern die Einsatzstoff-Optionalität und schaffen schlüsselfertige Vertragsoptionen für Midstream-Akteure. Insgesamt sichern diese Anlagen die Downstream-Rentabilität trotz nationaler Kraftstoffpreiskontrollen.

Zusätzliche LNG-Regasifizierungskapazitäten verbessern die Versorgungssicherheit

Das Terminal Nong Fab mit einer Kapazität von 7,5 mtpa nahm 2024 den Betrieb auf und verschafft Thailand Zugang zum globalen LNG-Spotmarkt sowie eine Minderung der Versorgungsrisiken aus Myanmar über Pipelines. Ein drittes Terminal mit 5 mtpa in Chonburi befindet sich in der FEED-Prüfung mit einem angestrebten FID bis Ende 2025. Die Regasifizierungskapazität erhöht die Systemflexibilität, ermöglicht saisonale Import-Arbitrage und schützt Kraftwerke während Upstream-Wartungsstillständen. Thailand erwägt zudem Re-Exportmöglichkeiten über vernetzte Pipelines nach Laos und Kambodscha, was potenziell einen ASEAN-Handelsknoten schafft. Diese Maßnahmen stärken die Widerstandsfähigkeit des Öl- und Gasmarktes in Thailand und erweitern gleichzeitig die Erlöspools entlang der Gas-Wertschöpfungskette.

Rascher Rückgang der Legacy-Felder (Erawan, Bongkot)

Die Produktion aus Erawan, das einst 25 % der nationalen Gasversorgung ausmachte, sinkt aufgrund eines Rückgangs des Reservoirdrucks und eines steigenden Wasseranteils um 15 % pro Jahr.^[3] Bongkot zeigt trotz Sekundärgewinnungsmaßnahmen parallele Erschöpfungstendenzen. Chevron hat 2 Milliarden USD für Infill-Bohrungen bereitgestellt, geologische Grenzen schränken jedoch den inkrementellen Zuwachs ein. Der Fehlbetrag zwingt zu höheren LNG-Importen, die die Leistungsbilanz belasten und die Stromtarife erhöhen. Dringende Ersatzmengen an Barrels und Gasmolekülen dominieren daher die Kapitalbudgets der Betreiber im Öl- und Gasmarkt in Thailand und verdrängen diskretionäre Explorationsausgaben an anderer Stelle.

Prüfung der Kohlenstoffintensität im Rahmen des EU-CBAM bei verarbeiteten Exporten

Der EU-Kohlenstoffgrenzausgleichsmechanismus (CBAM) tritt 2026 in seine Überwachungsphase ein und setzt thailändische Raffinerien, die Diesel und Kerosin nach Europa verschiffen, prospektiven Kohlenstoffzöllen aus. Bangchak Corp. PCL hat mit der Einführung von ISO 14001 begonnen, doch vollständige Scope-1-Emissionsreduzierungen erfordern mehrjährige Ofenaufrüstungen und Strombezugsvereinbarungen für erneuerbare Energien. Zusätzliche Compliance-Kosten könnten die Nettoerlöse für Frachten mit europäischem Ziel um 1 USD/bbl mindern und damit die Erweiterungswirtschaft exportorientierter Kapazitäten erschweren. Dieser politische Gegenwind drängt Raffinerien zu höherwertigen Petrochemikalien und asiatischen Nachfragezentren und verändert die Downstream-Flussmuster im Öl- und Gasmarkt in Thailand.

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

Segmentanalyse

Upstream-Aktivitäten hielten im Jahr 2024 einen Marktanteil von 73,7 % am thailändischen Öl- und Gasmarkt, was auf hohe Kapitalaufwendungen (Capex) zur Kompensation des natürlichen Rückgangs und zur Inbetriebnahme neuer Entdeckungen zurückzuführen ist.^[4] Dem Segment wird eine CAGR von 5,7 % bis 2030 prognostiziert, die den Midstream- und Downstream-Bereich aufgrund von Multi-Well-Bohrprogrammen, Plattformsanierungen und frühen CCS-Pilotprojekten übertrifft. Die dem Upstream-Sektor zuzurechnende Öl- und Gasmarktgröße in Thailand betrug im Jahr 2025 3,3 Milliarden USD, wobei PTTEP, Chevron Corp. und TotalEnergies SE die Investitionen anführen. Die Einführung des DigitalX-Workflows hat ungeplante Ausfallzeiten um 85 % reduziert, was zu einer höheren Anlagenverfügbarkeit und niedrigeren Förderkosten führt.

Der Midstream-Bereich profitiert trotz seiner geringeren Größe vom Ausbau der LNG-Terminals, neuen Gasaufbereitungsanlagen und grenzüberschreitenden Pipelines. Kapazitätserweiterungen in Onshore-Gasanlagen erhalten die Kondensatqualität und ermöglichen Premium-Preisgestaltung. Der Downstream-Bereich sieht sich aufgrund regulierter Kraftstoffpreise einem Margendrück ausgesetzt, erhält jedoch strukturelle Unterstützung durch den petrochemischen Boom im Östlichen Wirtschaftskorridor. Mit dem Auslaufen der Kraftstoffsubventionen nach 2026 wird erwartet, dass die Raffinerieauslastung moderat zunimmt, unterstützt durch steigende Exportnachfrage aus Kambodscha und Laos.

Wartung und Revision entfielen im Jahr 2024 auf 48,3 % des Dienstleistungsumsatzes, da 450 Offshore-Plattformen regelmäßige Inspektionen, Ventilüberholungen und Integritätsprüfungen der Aufbauten erfordern. Alternde Jackets im Golf erfordern hohe Gerüstbaustunden und kathodischen Unterwasserschutz, was den Bedarf an langfristigen Rahmenverträgen mit Anbietern wie PTTEP Energy Service Co. belegt. Stilllegungen, obwohl sie im Jahr 2024 nur 7 % des Umsatzes ausmachten, sind auf eine CAGR von 7,5 % ausgerichtet, angetrieben durch Chevron Corp.s Stilllegungsprogramm für 49 Plattformen und Centurions Streckenumfang von 250 km für Rohrleitungs-Plug-and-Abandon. Die Öl- und Gasmarktgröße für Stilllegungen in Thailand wird bis 2030 voraussichtlich 420 Millionen USD erreichen, wobei hohe technische Eintrittsbarrieren attraktive Margen bieten.

Baudienstleistungen nehmen das Mittelfeld ein, gestützt durch den Bau von LNG-Anlegern und Upgrades von Onshore-Kompressorstationen. EPC-Auftragnehmer integrieren digitale Zwillingsmodelle, um Zeitplanrisiken zu reduzieren und die Sicherheits-Compliance zu verbessern. Dienstleister, die Kompetenz in der Anlagenintegrität mit End-of-Life-Entfernungslösungen kombinieren, sind gut positioniert, um gebündelte Verträge zu gewinnen, da Betreiber Komplettlösungen für reife Anlagen suchen.

Die Offshore-Produktion machte im Jahr 2024 64,9 % der Öl- und Gasmarktgröße in Thailand aus und wird voraussichtlich jährlich um 6,2 % wachsen, inmitten der intensiven Wiederentwicklung von Flachwasserblöcken. Die Wirtschaftlichkeit von Festplattformen bleibt für Wassertiefen von 20–80 m und kurze Tieback-Distanzen zu Onshore-Gasanlagen tragfähig. Erawan, Arthit und Bongkot allein beherbergen über 200 Bohrkopfplattformen, die eine stetige Nachfrage nach mariner Logistik, Bohrungen und Brownfield-Modifikationen erzeugen.

Onshore, obwohl mit einem bescheidenen Anteil, ist aufgrund niedrigerer OPEX und einfacherem Landzugang weiterhin attraktiv für unabhängige Betreiber. Die neun Blöcke der aktuellen Lizenzierungsrunde könnten kleine, aber schnell marktreife Funde zutage bringen, die den nationalen Versorgungsmix ergänzen. Pioniergebiete in den nördlichen Becken werden mit hochauflösenden 3D-seismischen Daten neu kartiert, die zuvor nicht verfügbar waren. Nichtsdestotrotz dürfte Offshore aufgrund seiner verbleibenden prospektiven Ressourcenbasis und der bestehenden Infrastruktur dominierend bleiben.

Geografische Analyse

Öl- und Gasmarkt Ostthailand

Thailands Öl- und Gasaktivitäten konzentrieren sich auf den Golf von Thailand und den Östlichen Wirtschaftskorridor, wo 80 % der nachgewiesenen Reserven und 60 % der Raffineriekapazität angesiedelt sind. Die Provinz Rayong beherbergt Map Ta Phut, das Zentrum für LNG-Importe, Ethan-Cracking und den Massenexport von Chemikalien. Chonburi ergänzt dies mit Tanklägern und einem bald in Betrieb gehenden Regasifizierungsterminal mit einer Kapazität von 5 Millionen Tonnen pro Jahr, was die Versorgungsresilienz an der Küste stärkt.

Öl- und Gasmarkt Bangkok, Nord- und Südthailand

Der Energie- und Industriebedarf konzentriert sich auf Bangkok und Pathum Thani und schafft eine stetige Nachfrage nach Pipelinegas, das über das onshore Hauptleitungsnetz geliefert wird. Die nördlichen Provinzen dienen, obwohl ressourcenarm, als Verteilungsknoten für raffinierte Produkte, die per Pipeline und Straße nach Laos und Myanmar transportiert werden. Im Süden unterstützt Songkhla die Offshore-Logistik, während Pipelineverbindungen nach Malaysia grenzüberschreitende Tauschvereinbarungen ermöglichen.

APAC Öl- und Gasmarkt

Die gemeinsame Erschließung überlappender Ansprüche mit Kambodscha und Malaysia könnte 11 Billionen Kubikfuß (tcf) Gas und 300 Millionen Barrel (bbl) Flüssigkeiten freisetzen, obwohl die diplomatischen Verhandlungen die Zeitpläne über 2028 hinaus verlängern. Erfolgreiche Rahmenabkommen würden die Versorgung diversifizieren und die Abhängigkeit von LNG-Importen aufschieben. Der thailändische Öl- und Gasmarkt profitiert daher sowohl von inländischen Clustereffizienzen als auch von aufkommenden regionalen Integrationswegen.