Größe und Marktanteil des vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes
Marktübersicht
| Studienzeitraum | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Prognosedatenzeitraum | 2026 - 2031 |
| Marktgröße im Basisjahr (2025) | 2.82 Milliarden US-Dollar |
| Marktgröße (2026) | 2.98 Milliarden US-Dollar |
| Marktgröße (2031) | 3.91 Milliarden US-Dollar |
| Growth Rate (2026 - 2031) | 5.57 % |
| Marktkonzentration | Mittel |
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0. | |
Analyse des vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes von Mordor Intelligence
Die Größe des vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes wurde im Jahr 2025 auf USD 2,82 Milliarden geschätzt und soll von USD 2,98 Milliarden im Jahr 2026 auf USD 3,91 Milliarden bis 2031 wachsen, bei einer CAGR von 5,57 % während des Prognosezeitraums (2026–2031).
Der Aufwärtstrend spiegelt Vietnams bewusste Abkehr von risikoreichen Explorationsvorhaben hin zur integrierten Projektentwicklung wider, die die Förderung aus nachgewiesenen Lagerstätten maximiert, digitale Untergrundbildgebung nutzt und die Offshore-Gasproduktion mit der gebundenen Stromnachfrage verknüpft. Die Betreiber konzentrieren ihr Kapital auf technisch anspruchsvolles Tiefwasserareal und straffen gleichzeitig ihre Onshore-Portfolios, die unter Lagerstättenrückgang und urbaner Ausdehnung leiden. Eine starke inländische Gasnachfrage, Finanzierungen durch Exportkreditagenturen und förderliche steuerliche Rahmenbedingungen formen die Investitionsentscheidungen neu, auch wenn die Spannungen im Südchinesischen Meer und langwierige Genehmigungsverfahren das Ausführungsrisiko erhöhen. Als Reaktion darauf hat PetroVietnam seine Kapitalaufwendungen für 2025 um 67 % erhöht, die KI-gestützte seismische Interpretation beschleunigt und Partnerschaften mit internationalen Majors geschlossen, um komplexe Subsea-Arbeitspakete zu entrisikieren.[1]Soha, "PV Drilling erhöht Capex für 2025," soha.vn
Wesentliche Erkenntnisse des Berichts
- Nach Einsatzort entfielen Offshore-Vorhaben im Jahr 2025 auf 77,25 % des Marktanteils des vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes und werden bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 5,84 % zulegen.
- Nach Ressourcentyp entfiel Erdgas im Jahr 2025 auf 59,65 % der Größe des vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes und wird bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 6,02 % wachsen.
- Nach Bohrlochtyp hielten konventionelle Bohrungen im Jahr 2025 einen Anteil von 92,35 % an der Produktion, während unkonventionelle Fertigstellungen die schnellste CAGR von 6,69 % zwischen 2026 und 2031 verzeichnen dürften.
- Nach Dienstleistung generierten Erschließungs- und Produktionsaktivitäten im Jahr 2025 einen Umsatzanteil von 64,85 %, während Explorationsdienste mit einer CAGR von 6,29 % bis 2031 das Wachstum anführten.
- PetroVietnam, ExxonMobil, TotalEnergies und Jadestone Energy entfielen gemeinsam auf rund 42 % der nationalen Produktion im Jahr 2024, was auf einen mäßig konzentrierten Markt hindeutet.
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 Einblicke in den vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt
Wirkungsanalyse der Treiber*
| Treiber | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Auswirkung |
|---|---|---|---|
| Steigende Rohölpreise | +1.2% | Global, mit konzentrierter Auswirkung auf Offshore-Blöcke in Vietnam | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Wachsende inländische Gasnachfrage für die Stromerzeugung | +1.8% | National, mit primären Nachfragezentren in den Regionen Ho-Chi-Minh-Stadt und Hanoi | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Neue PSC-Lizenzierungsrunden | +0.9% | National, mit Fokus auf unzureichend erkundete Becken Song Hong und Phu Khanh | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Einführung digitaler Untergrundbildgebung | +0.6% | National, mit früher Einführung in reifen Feldern des Cuu-Long-Beckens | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Anreize für marginale Gasfelder | +0.4% | National, mit Ausrichtung auf bisher unwirtschaftliche Entdeckungen | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Finanzierung durch Exportkreditagenturen für Tiefwasserprojekte | +0.7% | National, konzentriert auf große Offshore-Entwicklungen | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Steigende Rohölpreise
Die Stabilität des Brent-Preises über USD 70 pro Barrel bildet die Grundlage für die Wiederentwicklung reifer Offshore-Felder, die zuvor durch hohe Förderkosten beeinträchtigt wurden. Die Betreiber genehmigen nun Pilotprojekte zur verbesserten Ölgewinnung in geklüfteten Lagerstätten und rechtfertigen Weitreichenbohrungen, die die inkrementelle Produktion steigern, ohne neue Grünfeldinfrastruktur zu erfordern. Der Investitionsschub von PetroVietnam im Jahr 2025 unterstreicht das erneuerte Vertrauen in die Projektökonomie; die Preisstützung allein kann jedoch die geologische Erschöpfung nicht ausgleichen. Der vietnamesische Öl- und Gas-Upstream-Markt ist daher sowohl auf Kostendisziplin als auch auf Technologieeinführung angewiesen, um die Margen aufrechtzuerhalten.
Wachsende inländische Gasnachfrage für die Stromerzeugung
Der Stromverbrauch wächst mit einer jährlichen Rate von 8 %, und die Regierungspolitik schreibt die Stilllegung von Kohle zwischen 2030 und 2040 vor, was einen gesicherten Absatzmarkt für Offshore-Gas schafft. Das Dekret 100/2025 verpflichtet Stromerzeuger, heimisches Gas im Rahmen langfristiger Verträge zu beziehen, was die Cashflows für Upstream-Investoren stabilisiert.[2]xaydungchinhsach.chinhphu.vn, "Dekret 100/2025 über gasbefeuerte Stromerzeugung," chinhphu.vn Integrierte Projekte wie Ca Voi Xanh veranschaulichen diesen Wandel, indem sie 3 GW Kapazität mit einer dedizierten Subsea-Versorgung kombinieren und das LNG-Importrisiko verringern. Der vietnamesische Öl- und Gas-Upstream-Markt orientiert sich daher zunehmend an nachgelagerten Stromstrategien.
Neue PSC-Lizenzierungsrunden
Block 15-1 und andere neu ausgeschriebene Parzellen verdeutlichen die Absicht Hanois, den Explorationsschwung in Grenzbecken mit reichhaltigen prä-tertiären Spielen aufrechtzuerhalten. Fiskalische Anreize balancieren ausländische Beteiligung mit lokalem Wertschöpfungsanteil, während beschleunigte Kommerzialisierungsklauseln die Amortisationszeiträume verkürzen. Verlängerungen für reife Anlagen wie TGT und CNV bestätigen den regulatorischen Pragmatismus bei der Maximierung des nationalen Anteils aus Legacy-Lagerstätten. Solche Schritte unterstützen langfristig die Reservenerneuerung im vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt.
Einführung digitaler Untergrundbildgebung
KI-gestützte seismische Inversion erreicht nun eine Genauigkeit von 80 % bei der Vorhersage geklüfteten Granits und reduziert damit drastisch die Wahrscheinlichkeit von Trockenbohrungen. Look-Ahead-VSP-Techniken reduzieren die Tiefenunsicherheit auf 7 Meter – eine entscheidende Marge bei dünnen Karbonatzielen.[3]OnePetro, "Erfolg axialer Schwingungsbohrungen in Vietnam," onepetro.org Frühzeitige Anwender berichten von zweistelligen Einsparungen bei der Bohrzeit, was digitale Kapazitäten als kritisches Differenzierungsmerkmal in der gesamten vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Branche positioniert.
Wirkungsanalyse der Hemmnisse*
| Hemmnis | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Auswirkung |
|---|---|---|---|
| Komplexe Genehmigungsverfahren und Bürokratie | -0.6% | National, mit besonderem Einfluss auf neue Projektgenehmigungen | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Territorialstreitigkeiten im Südchinesischen Meer | -0.9% | Offshore-Blöcke in umstrittenen Gewässern, vorwiegend östliche und südliche Gebiete | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Fachkräftemangel im Offshore-Bereich | -0.4% | Nationale Offshore-Betriebe, mit gravierenden Auswirkungen auf Bohrung und Produktion | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| ESG-bedingte Finanzierungsbeschränkungen | -0.3% | Global, mit Auswirkungen auf internationale Investitions- und Finanzierungsentscheidungen | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Komplexe Genehmigungsverfahren und Bürokratie
Genehmigungen durch mehrere Behörden können die Zeitpläne für endgültige Investitionsentscheidungen um mehr als ein Jahr verlängern und damit den Gemeinkosten bei marginalen Projekten erhöhen.[4]VietnamPlus, "Regulatorische Engpässe verlangsamen Investitionen," vietnamplus.vn Hohe Compliance-Kosten belasten kleinere Betreiber im vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt erheblich und veranlassen einige dazu, Projekte aufzuschieben oder Allianzen zu suchen, die regulatorische Verpflichtungen teilen.
Territorialstreitigkeiten im Südchinesischen Meer
Episoden des Kabelschneidens und der Belästigung von Vermessungsschiffen zwingen Unternehmen dazu, geopolitische Risiken in ihre Versicherungs- und Finanzierungsmodelle einzubeziehen. Bestimmte Großkonzerne haben umstrittene Blöcke aufgegeben, um diplomatische Reibungen zu vermeiden, was die Explorationsbreite einschränkt und das Ressourcenpotenzial ungenutzt lässt.
*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 Einsatzort: Offshore-Dominanz treibt die Marktentwicklung voran
Offshore-Entwicklungen generierten 77,25 % des Umsatzes im Jahr 2025 und werden voraussichtlich bis 2031 eine CAGR von 5,84 % erzielen, was ihre zentrale Bedeutung für den vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt unterstreicht. Die Tiefen von 50–200 Metern in Nam Con Son und Cuu Long beherbergen den Großteil der verbleibenden Reserven und erfordern hochspezialisierte Bohranlagen, Subsea-Anbindungen und schwimmende Verarbeitungseinheiten. Rekordlange horizontale Bohrabschnitte von 3 km, die mit axialen Schwingungswerkzeugen gebohrt wurden, zeigen, wie Innovation die Härte des Grundgesteins kompensiert.
Das Wachstum beruht auf integrierten Gas-Hubs, die mit landgestützten Kraftwerken verbunden sind und die Produktion durch Zahlungen für die erste Ölkapazität monetarisieren, anstatt auf volatile Rohstoffpreise angewiesen zu sein. Der Erstöl-Start bei Dai Hung Phase 3 – mit einem Fluss von 6.000 bpd vor dem geplanten Termin – veranschaulicht die Reife des Projektmanagements und validiert Modelle gemeinsamer Infrastruktur, die die Stückkosten senken. Dennoch erschweren Personalengpässe und wetterbedingte Ausfallzeiten die Zeitpläne und erfordern eine robuste Notfallplanung in der gesamten vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Branche.
Onshore-Gebiete, eingeschränkt durch städtische Expansion und den Rückgang reifer Felder, liefern bescheidene und stabile Volumina, ziehen jedoch kaum neues Kapital an. Betreiber bevorzugen kostengünstige Instandhaltungsmaßnahmen und Wasser-abwechselnd-Gas-Verfahren, um Produktionsplateaus aufrechtzuerhalten; das Ressourcenpotenzial bleibt jedoch im Vergleich zu Offshore-Perspektiven marginal. Daher wird die exzellente Offshore-Durchführung weiterhin die Wertschöpfung im vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt bestimmen.
Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente nach Berichtskauf verfügbar
Nach Ressourcentyp: Erdgastransformation gestaltet Branchendynamik neu
Erdgas entfiel im Jahr 2025 auf 59,65 % des Umsatzes und wird voraussichtlich mit einer CAGR von 6,02 % wachsen, was seine Dominanz im vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt festigt. Die Produktion soll von 8 Mrd. m³ im Jahr 2025 auf mehr als 20 Mrd. m³ bis 2034 steigen, da Ca Voi Xanh, Block B sowie Nam Du/U Minh die Produktion hochfahren. Gasverkaufsvereinbarungen mit Take-or-Pay-Bedingungen von 80 mmcfd gewährleisten vorhersehbare Cashflows und erleichtern die Projektfinanzierung.
Rohöl, obwohl nach wie vor unverzichtbar als Raffinerierohstoff, sieht sich einem allmählichen Rückgang aufgrund von Lagerstättenerschöpfung und begrenzten Entdeckungserfolgen gegenüber. Kondensatströme aus Gasentwicklungen liefern hochwertiges Naphtha für die Petrochemieindustrie und kompensieren teilweise den Rückgang der Ölmengen. Die vietnamesische Öl- und Gas-Upstream-Branche belohnt zunehmend Betreiber, die in der Lage sind, gesamte Gaswertschöpfungsketten zu koordinieren – von Subsea-Bohrlochköpfen bis zu Kraftwerksbrennern.
Nach Bohrlochtyp: Konventionelle Dominanz mit dem Aufkommen von Unkonventionellem
Konventionelle Fertigstellungen entfielen im Jahr 2025 auf 92,35 % der Produktion, was Vietnams Geologie der strukturellen Fallen widerspiegelt. Dennoch wachsen unkonventionelle Projekte und Projekte zur verbesserten Förderung mit einer CAGR von 6,69 %, da Horizontalbohrtechnik, mehrstufige Hydraulikfrakturierung und Polymerflutvorgänge dichte Karbonate und Dachöl erschließen. Pilot-Nachfrakturierungen in älteren Cuu-Long-Bohrungen haben die Gewinnungsfaktoren um 3–5 Prozentpunkte erhöht, was einen bedeutsamen additiven Strom für den vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt signalisiert.
Die Skalierung unkonventioneller Erfolge wird von Kostensenkungen, Datenanalysen zur Qualifizierung von Kandidaten sowie regulatorischer Klarheit bei hydraulischen Frakturierungschemikalien abhängen. Da Dienstleister Erfahrungen sammeln, könnten Lernkurvenvorteile die Einführung beschleunigen und die Produktionsbasis über traditionelle Strukturen hinaus diversifizieren.
Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente nach Berichtskauf verfügbar
Nach Dienstleistung: Entwicklungsfokus mit Explorationswachstum
Erschließungs- und Produktionsangebote generierten im Jahr 2025 einen Marktanteil von 64,85 %, was die Priorität der Betreiber widerspiegelt, die Produktion aus genehmigten Feldern durch digitale Bohrlochüberwachung, Optimierung der künstlichen Förderung und Anlagenentengung zu maximieren. Zehnjährige integrierte Dienstleistungsverträge bieten Anbietern Planungssicherheit für Investitionen in Spezialausrüstung, die auf die meteoozeanischen Bedingungen Vietnams zugeschnitten ist.
Die Ausgaben für Explorationsdienste wachsen mit einer CAGR von 6,29 %, da seismische Grenzuntersuchungen und Schlanklochabschätzungsbohrungen prä-tertiäre Perspektiven in Phu Khanh und dem tiefen Song Hong anvisieren. Betreiber setzen KI-gestützte Multi-Attribut-Workflows ein, um die Prospektbewertung zu schärfen und das Trockenbohrrisiko zu reduzieren. Die Stilllegung, obwohl noch in der Entstehungsphase, wird nach 2030 skalieren, wenn Plattformen der ersten Generation ihr wirtschaftliches Lebensende erreichen und möglicherweise einen neuen Umsatzstrom im vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt eröffnen.
Geografische Analyse
Das Nam-Con-Son-Becken entfiel im Jahr 2025 auf 37,65 % der nationalen Kohlenwasserstoffproduktion, angetrieben in erster Linie durch Dai Hung, Block B und zugehörige Gaspipelines, die Kraftwerke in der Nähe von Ho-Chi-Minh-Stadt versorgen. Cuu Long folgte mit 27,15 %, wo Wasserflutoptimierung und Seitenbohrungen den natürlichen Rückgang abmildern. Song Hong und Phu Khanh gelten als Frontier-Gebiete mit hohem Risiko und hoher Rendite – erste 3D-Untersuchungen offenbaren vielversprechende Karbonataufbauten, aber auch Tiefwasserherausforderungen.
Betreiber bevorzugen Gebiete, die fest innerhalb der ausschließlichen Wirtschaftszone Vietnams liegen, um diplomatische Reibungen zu minimieren. Blöcke, die mit Chinas Neun-Striche-Linie überlappen, bleiben trotz großer Gasvorkommen unzureichend erkundet, da Versicherer und Kreditgeber prohibitive Prämien verlangen. Gemeinsame Entwicklungsdialoge mit Thailand im Golf von Thailand weisen auf pragmatische Möglichkeiten der Ressourcenteilung hin, die die Erfolge der Mitte der 2020er-Jahre zwischen Malaysia und Thailand wiederholen könnten. Die Infrastruktur bestimmt den Projektzeitplan: Entwickler bevorzugen Anbindungen an die Nam-Con-Son-Hauptleitung, um den Investitionsaufwand zu begrenzen und das erste Gas zu beschleunigen. Die Umweltgenehmigung für neue Küstenannäherungen ist in der Nähe von Tourismuskorridoren wie Nha Trang strenger und lenkt Pipeline-Landungspunkte in Richtung Industriegebiete. Zyklone nördlich von Da Nang erfordern schwerere FPSO-Verankerungen und Evakuierungsprotokolle, was die Betriebskosten erhöht. Da sich die Gebiete in tiefere Gewässer verlagern, müssen Lücken in der Hubschrauberlogistik und den Notfallreaktionskapazitäten behoben werden, um die Sicherheitsbilanz im vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Markt aufrechtzuerhalten.
Regulatorisches Umfeld
Die vietnamesische Upstream-Governance wird durch das Erdöl- und Erdgasgesetz von 2022 verankert. Im Rahmen dieses Regelwerks überwacht das Ministerium für Industrie und Handel (MOIT) grundlegende Erdöluntersuchungen und Erdölaktivitäten, einschließlich Verifizierungs- und Bewertungsschritten, während Production Sharing Contracts (PSCs) das primäre Vertragsinstrument zwischen der Vietnam National Oil and Gas Group (PetroVietnam/PVN) und Investoren bleiben, vorbehaltlich der MOIT-Verfahren und Genehmigungen auf Ministerpräsidentenebene für zentrale Bedingungen. Offshore-Investitionen staatlicher Unternehmen werden zudem durch das Decree 132/2024/ND-CP geregelt, das ab dem 5. Dezember 2024 in Kraft ist und Verfahren festlegt sowie MOIT-Stellungnahmen zu Angelegenheiten innerhalb seines staatlichen Verwaltungsbereichs verlangt, was die behördenübergreifende Abfolge von Explorationsprogrammen über die Reservenbewertung bis hin zu Kommerzialisierungsentscheidungen verstärkt.
Die technischen Compliance-Anforderungen wurden mit dem Circular 57/2025/TT-BCT verschärft, das ab dem 20. Januar 2026 gilt. Das Rundschreiben legt technische Anforderungen für Exploration, Entwicklung und Produktionsaktivitäten fest und erhöht die Abhängigkeit von dokumentierten Standards für die Feldausführung und die Qualifikation von Auftragnehmern. Die politische Arbeit wurde 2026 fortgesetzt, wobei die Abteilung für Öl, Gas und Kohle des MOIT im Mai 2026 mit der Leitung der Entwurfsüberarbeitungen des Erdölgesetzes beauftragt wurde, was auf ein Bestreben hindeutet, die Upstream-Investitionsverfahren an breitere Investitions- und staatliche Kapitalverwaltungsregeln anzupassen, auch wenn die Komplexität der Genehmigungsverfahren die Projektzykluszeiten weiterhin einschränkt.
Wettbewerbslandschaft
PetroVietnam sichert sich Carried Interests in jedem PSC und stellt Legacy-Infrastruktur bereit, was die vietnamesische Öl- und Gas-Upstream-Branche verankert. Internationale Konzerne – ExxonMobil, TotalEnergies und Eni – bringen Tiefwasser-Know-how, langfristiges Kapital und Pilotprojekte zur Kohlenstoffabscheidung mit. Unabhängige Unternehmen wie Jadestone Energy und EnQuest erschließen marginale Felder durch flexible Entscheidungsstrukturen und kosteneffiziente Jack-Up-Kampagnen.
Digitalisierung markiert die Grenze des Wettbewerbsvorteils. Frühe Anwender von Echtzeit-Bohranalytik haben die unproduktive Zeit um bis zu 20 % reduziert, während prädiktive Wartung ungeplante Abschaltungen auf Produktionsplattformen gesenkt hat. Die Konsolidierung im Dienstleistungssektor ist deutlich erkennbar, da die künftige PVD-9-Bohranlage von PV Drilling die nationale Jack-Up-Kapazität steigern und sich an PetroVietnam's Bestrebungen nach erhöhtem lokalen Wertschöpfungsanteil ausrichten wird.
Strategisch diversifizieren Unternehmen in Gas-zu-Strom-Lösungen, um Abnahmemengen zu sichern und Preiszyklen abzusichern. Die Kooperationsvereinbarung von Aramco aus dem Jahr 2024 sieht Technologietransfer und Co-Investitionswege in kohlenstoffärmere Kraftstoffe vor. Exportkreditagenturfinanzierungen, exemplarisch durch JBICs USD 415 Millionen Block-B-Darlehen, bevorzugen japanische Auftragnehmer und fördern mehrstufige Lieferketten, die die Wettbewerbspositionierung stärken, ohne Vietnams Auslandseignergrenzen zu verletzen. Folglich belohnt der vietnamesische Öl-Markt als Upstream-Markt Unternehmen, die Untergrundexzellenz, Kapitaleffizienz und geopolitische Gewandtheit zu integrieren vermögen.
Marktführer der vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Branche
Vietnam Oil & Gas Group (PetroVietnam)
PTTEP
Jadestone Energy
ExxonMobil (einschließlich des Beitrags von Ca Voi Xanh vor der ersten Gasförderung)
Rosneft
- *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert
Marktchancen und Zukunftsaussichten
Kurzfristiger Handlungsspielraum konzentriert sich auf gasgetriebene Offshore-Entwicklungen, die durch vertraglich gebundene Inlandsabnahme kommerzialisiert werden können, wobei Upstream-Meilensteine mit Anlagenerweiterungen und Gasverkaufsverträgen gekoppelt werden. Konkrete Beispiele sind der Su Tu Trang Phase 2B-Pfad auf Block 15-1, wo ein GSPA unterzeichnet wurde und der Entwicklungsplan eine neue Central Gas Facility (CGF)-Plattform vorsieht, sowie die Gasfunde Nam Du und U Minh, für die die vietnamesische Regierung im März 2026 den Feldentwicklungsplan genehmigte. Diese Genehmigung ermöglichte Ausschreibungen für die Infrastruktur und verschob die Projekte von der Bewertungsphase in die Umsetzungsphase. Diese Schritte passen zu der im Bericht beschriebenen Verschiebung von risikoreicherer Grenzexploration hin zu integrierter Projektentwicklung, die Offshore-Gasversorgung mit eigenem Strombedarf verknüpft.
Chancen ergeben sich auch aus (i) Bewertungs- und Ressourcenaufwertungsbestätigungen, die das bohrbare Inventar in reifen Becken auffrischen, wie das Ergebnis der Hai Su Vang-2X-Bewertung von Murphy in Block 15-2/17 zeigt, und (ii) steuerlichen und vertraglichen Anreizen im Erdöl- und Erdgasgesetz von 2022 für Tiefwasser-, Offshore- und unkonventionelle Blöcke. Solche Bestimmungen, einschließlich längerer Vertragslaufzeiten und verlängerter Explorationszeiträume, verbessern die Investierbarkeit technisch anspruchsvoller Flächen. Parallel dazu erweitern nationale Upstream-Unternehmen benachbarte Fähigkeiten, die subsurface- und Infrastrukturvorteile monetarisieren können, einschließlich der erklärten Erweiterung von PVEP in den CCUS-bezogenen Bereich wie den CO2-Transport, was Kooperationsmöglichkeiten für Dienstleister neben der konventionellen Entwicklungsarbeit eröffnet.
Aktuelle Branchenentwicklungen
- Juni 2026: PVEP und Petrovietnam nahmen die Bohrung ST-9P im Gasfeld Su Tu Trang (Block 15-1) in Betrieb und brachten eine neue Produktion von rund 30,72 Millionen Kubikfuß Gas pro Tag und 6.096 Barrel Kondensat pro Tag online. Die Inbetriebnahme stärkt die Wirtschaftlichkeit der Nahfeldentwicklung im Cuu Long-Gebiet und unterstützt integrierte Gaskommerzialisierungsbemühungen, die auf die Inlandsnachfrage ausgerichtet sind.
- Mai 2026: Petrovietnam startete ein offenes internationales Ausschreibungsverfahren für Explorations- und Produktionsrechte im Offshore-Block 17 im Cuu Long-Becken. Die Ausschreibung erweitert die kurzfristige Lizenzierungspipeline und signalisiert die anhaltende Nutzung von Wettbewerbsrunden, um Partner in etablierte Offshore-Provinzen zu gewinnen.
- Dezember 2024: Pharos Energy berichtete, dass Lizenzen für zwei vietnamesische Öl- und Gasfelder bis 2031 und 2032 verlängert wurden. Die Verlängerungen sichern die Kontinuität für Upstream-Betriebe und die Investitionsplanung bei bestehenden Vermögenswerten, was in einem Becken von Bedeutung ist, in dem Betreiber Erschöpfung mit inkrementeller Wiederentwicklung ausbalancieren.
Rahmen der Forschungsmethodik und Umfang des Berichts
Marktdefinition und Abdeckung
Dieser Markt umfasst den Wert, der durch Upstream-Öl- und Gasaktivitäten in Vietnam generiert wird. Dazu zählen Exploration, Feldentwicklung, Produktion und Rückbauarbeiten für Öl- und Gasanlagen, sowohl onshore als auch offshore.
Ausschlüsse des Umfangs: Diese Marktgrößenbestimmung umfasst nicht den Midstream-Transport und die Lagerung, das Downstream-Raffinieren und den Kraftstoffeinzelhandel sowie die Stromerzeugung aus Gas.
Übersicht der Segmentierung
- Nach Einsatzort
- Onshore
- Offshore
- Nach Ressourcentyp
- Rohöl
- Erdgas
- Nach Bohrlochtyp
- Konventionell
- Unkonventionell
- Nach Dienstleistung
- Exploration
- Erschließung und Produktion
- Stilllegung
Datenquellen, Marktgrößenbestimmung und Validierung
Desk Research
Desk Research wurde genutzt, um die Faktenbasis zur Upstream-Aktivität in Vietnam aufzubauen und realistische Bandbreiten für Produktion, Reserven und Projektzeitpläne festzulegen. Wir haben öffentliche Quellen wie das General Statistics Office of Vietnam für den makroökonomischen und branchenspezifischen Kontext herangezogen, ergänzt durch internationale Energiestatistiken wie IEA- und EIA-Veröffentlichungen zur Gegenprüfung von Produktions- und Verbrauchsbilanzen.
Um die Upstream-Aktivitätspipeline zu untermauern, haben wir zudem öffentliche Projekt- und Lizenzierungsinformationen aus Behörden- und Regulierungsmitteilungen sowie Pressemitteilungen von Betreibern, geprüfte Jahresberichte und Investorenpräsentationen ausgewertet. Patente und technische Fachartikel (soweit relevant für Offshore-Entwicklung und Bohrarbeiten) halfen bei der Einschätzung, welche Aktivitätstypen mit höherer Wahrscheinlichkeit skalieren würden. Darüber hinaus nutzten wir kostenpflichtige Abonnements für Unternehmensfinanzdaten und Marktanalysen, Nachrichten und Finanzdaten sowie Patentdatenbanken, um die Validierung von Zeitplänen, Änderungen im Anlageneigentum und berichteten Ausgabenmustern zu beschleunigen. Die genannten Desk-Quellen sind beispielhaft und nicht erschöpfend; viele weitere öffentliche und kostenpflichtige Quellen wurden zur Datenerhebung, Validierung und Forschungsklärung verwendet.
Primärinterviews und Umfragen
Die Primärarbeit konzentrierte sich darauf zu validieren, wie Upstream-Umsätze über Exploration, Entwicklung und Produktion sowie Rückbau hinweg erfasst werden, und dann die Annahmen hinter den Aktivitätsniveaus nach Anlagentyp einem Stresstest zu unterziehen. Wir sprachen mit einer Mischung aus Betreibern, Upstream-Dienstleistungsspezialisten und Branchenberatern und haben die Beiträge zwischen Onshore- und Offshore-Perspektiven ausgeglichen, sodass Lücken aus öffentlichen Offenlegungen durch praktische Überprüfungen geschlossen werden konnten.
Verteilung der Befragten der primären Feldforschung
| Unternehmenstyp | Position der Befragten |
|---|---|
| Top-Tier: 33% | CXOs: 15% |
| Mid-Tier: 45% | Funktions-/Bereichsleiter: 40% |
| Kleinere Akteure: 22% | Manager: 45% |
Marktgrößenbestimmung & Prognose
Die Größenbestimmung beginnt mit einem Top-Down-Ansatz, bei dem die Produktionsprognose und die Feldentwicklungspläne in einen realistischen Nachfragepool für Upstream-Aktivitäten übersetzt werden. Anschließend wird der Wert anhand des Dienstleistungsmixes und der typischen Kostenintensität je Phase zugeordnet. In der Praxis sind Explorationsaktivitäten, das Tempo der Entwicklungsbohrungen, die Genehmigung von Offshore-Projekten und der Zeitpunkt des Rückbaus die wichtigsten Signale, die die jährlichen Gesamtwerte prägen.
Diese Gesamtwerte wurden anschließend mithilfe selektiver Bottom-Up-Näherungen überprüft. Dazu gehörten stichprobenartige Umsatzindikatoren von Betreibern und Auftragnehmern, projektspezifische Ausgabenmarker aus öffentlichen Ankündigungen und Plausibilitätsprüfungen der impliziten Ausgaben pro Bohrung oder Entwicklungsphase. Wo die Bottom-Up-Spur unvollständig war, etwa bei kleinen Verträgen oder gebündelten Arbeitsumfängen, füllten wir Lücken mithilfe von Verhältniswerten, die aus vergleichbaren Projekten abgeleitet wurden, und überprüften diese anschließend erneut in Gesprächen.
Für die Prognose wurde eine Szenarioanalyse verwendet, damit das Modell Änderungen bei Projektgenehmigungen, die Preissensitivität für fakultative Exploration und Vorlaufzeiten für Offshore-Entwicklungen abbilden kann. Die endgültige Zukunftssicht wurde erst angepasst, nachdem die Primärdaten hinsichtlich des erwarteten Zeitpunkts der Aktivitäten und einer plausiblen Entwicklung von Dienstleistungsintensität und Preisgestaltung übereinstimmten.
Datenvalidierung & Aktualisierungszyklus
Die Ergebnisse wurden durch mehrere Durchgänge gegen unabhängige Signale validiert. Dazu gehörten der Vergleich impliziter Ausgaben mit angekündigten Projektmeilensteinen, die Konsistenz der Dienstleistungsmix-Anteile über die Zeit sowie Jahr-für-Jahr-Schwankungen, die einen klaren betrieblichen Grund erfordern. Wenn Ausreißer auftraten, verfolgten wir sie zu Eingabewerten wie verzögerten Projektstartdaten, ungewöhnlich hohen Bohrannahmen oder Preisschritten zurück, die nicht mit dem Feedback von Marktkontakten übereinstimmten.
Vor der Freigabe überprüft ein weiterer Analyst die Modelllogik, Einheitsumrechnungen und wichtige Annahmen, um Berechnungsfehler und Umfangsausweitungen frühzeitig zu erkennen. Berichte werden jährlich aktualisiert, mit Zwischenaktualisierungen, wenn wesentliche Ereignisse eintreten, einschließlich neuer Projektgenehmigungen, größerer Verzögerungen oder politischer Änderungen, die die Upstream-Aktivität verändern. Unmittelbar vor der Auslieferung führen wir eine abschließende Durchsicht aktueller Ankündigungen durch, damit die Kunden die aktuellste verfügbare Sicht erhalten.
Vergleich der Marktgröße für Vietnams Öl- und Gas-Upstream-Markt von Mordor Intelligence mit anderen veröffentlichten Schätzungen
Veröffentlichte Zahlen zum vietnamesischen Upstream-Markt stimmen oft nicht überein, da die Quellen nicht dieselben Geldflüsse als Teil des Marktes betrachten und ihre Prognosen zudem an unterschiedliche Aktivitätszeitpunkte anknüpfen. Die Abweichung ergibt sich meist daraus, ob die Schätzung näher an einer Ausgabenperspektive, einer breiteren Upstream-Aktivitätsperspektive oder einer Mischung aus beiden liegt, sowie daraus, wie Preisgestaltung und Währungszeitpunkte gehandhabt werden.
Einige veröffentlichte Zahlen neigen zu einer Capex-Postenbetrachtung, die an angekündigte Budgets gebunden ist, wodurch laufende produktionsgebundene Dienstleistungen und Spätphasenarbeiten in der Regel ausgeschlossen werden. Andere verwenden eine breitere Upstream-Definition, die zusätzliche Offshore-Systeme einbeziehen kann, die über das hinausgehen, was im jeweiligen Jahr klar der vietnamesischen Exploration und Produktion zuzuordnen ist. Mordor Intelligence erfasst Exploration, Entwicklung und Produktion sowie Rückbau in Vietnam, während Midstream- und Downstream-Wert aus den Gesamtsummen herausgehalten werden.
Benchmark-Vergleich
| Quelle | Marktgröße | Lücken in der Forschungsmethodik |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 2,82 Mrd. USD (2025) | |
| Globale Beratungsgesellschaft A | 3,13 Mrd. USD (2026) | Verwendet ein anderes Basisjahr und einen längeren Zeithorizont, und die Umfangsbeschreibung scheint zudem eine breitere Reihe von Upstream-Infrastruktur- und Dienstleistungslinien einzuschließen, was den Ausgangswert erhöhen kann. |
| Fachzeitschrift B | 1,30 Mrd. USD (2025) | Erfasst nur die Capex-Ausgaben für Exploration und Produktion in Vietnam und schließt explizit einige Projekte aus, wodurch produktionsgebundene Dienstleistungen und Rückbauarbeiten unberücksichtigt bleiben, die weiterhin Upstream-Marktwert generieren. |
Insgesamt zeigt die Tabelle, dass eine reine Ausgabenperspektive den Markt unterschätzen kann, während eine breite Upstream-Perspektive ihn überschätzen kann, wenn benachbarte Posten einbezogen werden. Indem der Umfang an Upstream-Lebenszyklusaktivitäten gebunden bleibt und mit Projektzeitplänen und Aktivitätsintensität gegengeprüft wird, bleibt die endgültige Zahl auf Treiber zurückführbar, die sich Jahr für Jahr wiederholen lassen.
Im Bericht beantwortete Schlüsselfragen
Wie hoch ist der aktuelle Wert des vietnamesischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes?
Der vietnamesische Öl- und Gas-Upstream-Markt wird im Jahr 2026 auf USD 2,98 Milliarden geschätzt und soll bis 2031 USD 3,91 Milliarden erreichen.
Welches Segment hält den größten Anteil am Upstream-Umsatz Vietnams?
Offshore-Projekte dominieren mit 77,25 % des Umsatzes im Jahr 2025 und bleiben bis 2031 das primäre Wachstumsmotor.
Wie schnell wird die Erdgasproduktion Vietnams voraussichtlich wachsen?
Der Erdgasumsatz wird voraussichtlich mit einer CAGR von 6,02 % wachsen und bis 2031 einen Marktanteil von mehr als 59 % erreichen.
Was sind die wesentlichen Hemmnisse für Upstream-Investitionen in Vietnam?
Langwierige Genehmigungsverfahren und geopolitische Risiken im Südchinesischen Meer sind die bedeutendsten Hindernisse.
Welche Unternehmen führen die integrierte Gas-zu-Strom-Entwicklung an?
PetroVietnam kooperiert mit ExxonMobil und TotalEnergies bei Projekten wie Ca Voi Xanh und Block B, die Offshore-Versorgung mit Onshore-Stromerzeugung verknüpfen.
Wie wird die Stilllegung die Servicenachfrage nach 2031 beeinflussen?
Eine wachsende Anzahl von Plattformen der ersten Generation wird ihr Lebensende erreichen und neue Nachfrage nach spezialisierten Abbauleistungen und Standortsanierungsdiensten schaffen.
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