Tamaño y Participación del Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas en Asia Pacífico - Análisis de Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e Información del Mercado

Aumento de las Inversiones en Infraestructura de GNL en el Sudeste Asiático

La empresa estatal indonesia Pertamina destinó USD 20 mil millones para ampliaciones de capacidad de GNL hasta 2028, mientras que Petronas comprometió USD 15 mil millones para tres unidades flotantes de GNL que elevarán el gas exportable de Malasia a mediados de la década. Los activos de almacenamiento, regasificación y transporte marítimo acompañan estas construcciones upstream, generando oportunidades de contratación plurianuales para empresas de construcción e ingeniería. La oleada de inversiones posiciona a los exportadores del Sudeste Asiático para capturar entre el 15 y el 20% del comercio mundial de GNL para 2030, protegiéndolos de la volatilidad del precio del petróleo y aumentando los ingresos en divisas.⁽¹⁾ Los mercados domésticos también se alejan del gas por tubería en favor de las importaciones flexibles de GNL que respaldan las energías renovables intermitentes. El impulso de estos planes alimenta directamente el mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico, asegurando un sólido piso de demanda en el mediano plazo.

Compromisos de CAPEX en Hidrógeno y CCUS Liderados por el Gobierno en Australia y Japón

El Fondo de Innovación Verde de Japón ha destinado JPY 2 billones (USD 15 mil millones) para proyectos de cadena de valor del hidrógeno, en línea con la asignación de AUD 70 mil millones (USD 47 mil millones) de Australia orientada a centros de producción, corredores de transporte y almacenamiento geológico.⁽²⁾ El marco bilateral conecta la dotación de recursos de Australia con la demanda de compra de Japón, garantizando la viabilidad financiera de los activos a largo plazo. El capital público absorbe el riesgo tecnológico inicial, catalizando la participación privada y reduciendo el costo de capital promedio ponderado, lo que sostiene el mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico incluso cuando los hidrocarburos tradicionales alcanzan su punto máximo. Los acuerdos de compra a largo plazo ya en negociación indican que la cartera de proyectos se extenderá mucho más allá del período de pronóstico actual.

Impulso de las Empresas Petroleras Nacionales hacia Proyectos de Gas en Aguas Profundas en China y Malasia

CNOOC ha reservado USD 15 mil millones para múltiples desarrollos en aguas profundas hasta 2027, desplegando sistemas submarinos de nueva generación que reducen los costos operativos y minimizan la huella en superficie. Petronas persigue esfuerzos comparables en el Mar del Sur de China, añadiendo unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga que monetizan campos previamente inaccesibles debido a la profundidad del agua y preocupaciones de seguridad. Estos programas abarcan entre 7 y 10 años, generando acumulaciones de pedidos EPC confiables que sostienen el mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico. Dado que el gas en aguas profundas desplaza al GNL importado, los gobiernos apoyan las aprobaciones incluso en medio de disputas marítimas, consolidando así el impacto positivo en la demanda a mediano plazo.

Reasignación de Carteras de las COI hacia Activos de Bajo Costo en APAC ante el Riesgo en Oriente Medio

La creciente incertidumbre geopolítica en el Golfo ha llevado a Shell a comprometer USD 12 mil millones en trenes de GNL australianos y a BP a asociarse con empresas petroleras nacionales indonesias en proyectos de gas de múltiples campos. El cambio favorece a las jurisdicciones con regulación transparente, seguridad contractual e infraestructura de exportación lista para operar. Las conexiones de ciclo corto reducen aún más el riesgo del flujo de caja, lo que significa que el capital de las COI rota más rápidamente, sosteniendo la utilización del sector de servicios en el mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico. La diversificación del riesgo sigue siendo el principal motivador, pero la reducción de la intensidad de carbono también influye, convirtiendo la base de activos relativamente joven de APAC en una plataforma atractiva para programas de optimización digital y control de emisiones de metano.

Endurecimiento de las Normas de Financiamiento Verde que Restringen el Préstamo para Proyectos de Combustibles Fósiles

La Autoridad Monetaria de Singapur redujo en un 60% la elegibilidad de préstamos para combustibles fósiles en 2024, y los bancos australianos siguieron su ejemplo, elevando los costos de endeudamiento para proyectos upstream de mediana escala entre 200 y 300 puntos básicos.⁽³⁾ Los desarrolladores optan por recurrir a agencias de crédito a la exportación o captar tramos mezzanine, retrasando las decisiones de inversión final y reduciendo el gasto a corto plazo en el mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico. Los proyectos de ciclo corto con vías de transición visibles aún alcanzan el cierre financiero, pero los barriles de alta intensidad de carbono enfrentan claras penalizaciones de financiamiento.

Inflación en EPC y Mandatos de Contenido Local que Elevan los Costos de Construcción

Indonesia impone requisitos de contenido local del 40% en proyectos upstream, mientras que Malasia tiene umbrales similares, lo que obliga a los contratistas internacionales a formar empresas conjuntas y desarrollar cadenas de suministro locales que añaden entre el 15 y el 25% al costo total instalado. Los aumentos en los precios de materiales y mano de obra amplifican el efecto, comprimiendo las tasas internas de retorno y llevando a los operadores a escalonar los alcances de trabajo. Los plazos extendidos reducen los desembolsos anuales de efectivo hacia el mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico durante la ventana de aceleración, aunque el gasto total a lo largo de la vida útil eventualmente se recupera una vez que las cadenas de suministro maduran.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de Segmentos

El upstream concentró el 71,25% del mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico en 2025, reflejando directivas estatales para reforzar el suministro autóctono ante la volatilidad de los precios de importación. Las empresas petroleras nacionales lideraron el gasto en gas en aguas profundas, bloques de esquisto y metano de lecho de carbón, aprovechando la perforación digital y la visualización de yacimientos en tiempo real para incrementar las tasas de recuperación. Estos desembolsos mantienen ocupadas las industrias de contenido local y generan un flujo continuo de contratos para especialistas en servicios. Los desembolsos midstream se centran en la conexión de tuberías brownfield y el almacenamiento de GNL, combinándose con los desarrollos upstream para asegurar la capacidad de evacuación.

El gasto downstream, aunque representó una participación menor del 28,75% en 2025, proyecta una aceleración a una CAGR del 4,98% hasta 2031. La integración petroquímica impulsa programas de renovación que sustituyen los combustibles simples por olefinas y aromáticos de mayor margen. El complejo de Jamnagar en India y el centro de Fujian en China tipifican el cambio: anteriormente centrados en la gasolina, los sitios ahora canalizan capital incremental hacia crackers de vapor y unidades PDH. Dado que cada renovación requiere compresores, reactores y automatización, el downstream continúa atrayendo volúmenes materiales hacia el recuento del tamaño del mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico, a pesar del estancamiento de la demanda de combustibles.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Las actividades terrestres retuvieron el 65,25% del tamaño del mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico en 2025, sustentadas por el esquisto chino, el gas de veta de carbón australiano y los yacimientos de petróleo compacto de Rajastán en India. Los proyectos terrestres gozan de aprobaciones más rápidas y menor complejidad de profundidad de agua, lo que permite a las empresas petroleras nacionales sancionar múltiples plataformas dentro de un único ciclo presupuestario. La infraestructura, como los gasoductos troncales y las redes de recolección de gas, se agrupa, consolidando oportunidades paralelas para proveedores de compresores y estaciones de medición.

El CAPEX marino crece más rápidamente a una CAGR del 6,84%, impulsado por el auge del gas en aguas profundas de Malasia, la flota de GNL flotante de Indonesia y los campos Browse y Scarborough de Australia. Las FPSO de nueva generación integran módulos de captura de carbono, cumpliendo con las regulaciones de emisiones y desbloqueando yacimientos marginales. Los contratistas submarinos especializados ganan, por tanto, participación en el mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico, mientras que los fabricantes de equipos originales aseguran acuerdos marco que extienden la cartera de pedidos hasta la década de 2030.

La construcción representó el 51,65% del gasto de 2025, a medida que trenes de GNL, gasoductos y complejos integrados de refinería-petroquímica comenzaron a ejecutarse en seis economías principales. Los actores EPC coordinan grandes fuerzas de trabajo, activos de izaje pesado y controles de proyectos avanzados para cumplir con estrictas ventanas de puesta en marcha. El mantenimiento y la parada técnica registraron un crecimiento constante indexado a la inflación, atendiendo a las flotas de activos en maduración de China y Australia.

El desmantelamiento sigue siendo una porción absoluta modesta, pero se expande a una CAGR del 7,58%, la más alta dentro de los servicios. Los reguladores ahora exigen provisiones de remoción en fideicomiso y hacen cumplir la estricta limpieza del lecho marino posterior al taponamiento, obligando a los operadores a otorgar contratos de desmantelamiento plurianuales. Las habilidades desarrolladas en el Mar del Norte migran hacia Asia Pacífico, beneficiando a los contratistas especializados y manteniendo vivas las oportunidades de nicho en la participación del mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico para servicios.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Análisis Geográfico

Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas de China

La participación del 56,15% de China en 2025 se deriva de megaproyectos de exploración y producción como Lingshui 17-2 y Shenhai-1, cada uno de los cuales supera los 2 mil millones de USD en desembolsos de desarrollo. Los organismos estatales sincronizan rutas de gasoductos, modernizaciones portuarias y construcciones de almacenamiento que comprimen los plazos de ejecución y potencian los efectos multiplicadores internos. La estrategia estabiliza las cadenas de suministro regionales y ancla la demanda de equipos para el mercado de CAPEX de petróleo y gas de Asia Pacífico.

Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas de India

El impulso de India hacia la autosuficiencia petroquímica define su perfil de CAPEX. Los paquetes de refinería modulares en Rajastán y Guyarat requieren montos de inversión más bajos —entre 1 y 2 mil millones de USD frente a los megaproyectos tradicionales—, aunque el gasto agregado sigue siendo elevado porque el modelo se replica en varios estados. La expansión de la red de gas desde Dahej hacia el sur sustenta los planes de fertilizantes y gas urbano, extendiendo las colas de CAPEX de midstream hasta principios de la década de 2030.

Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas de Australia

Australia ocupa el tercer lugar en términos de valor, pero lidera en tecnología. Las operaciones de desestrangulamiento de compresión de GNL en campos maduros y las modernizaciones de CCS en Gorgon y Wheatstone mantienen activas a las empresas de servicios, mientras que la columna vertebral de hidrógeno de Pilbara alinea 15 mil millones de USD en infraestructura de electrolizadores, almacenamiento y puertos. Las subvenciones gubernamentales reducen el riesgo para los pioneros, lo que convierte a Australia en un factor crítico para las curvas de costos de los combustibles del futuro.

Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas de Malasia

La CAGR del 5,28% de Malasia se debe a la hoja de ruta de GNL flotante de tres líneas de Petronas, además del proyecto Kasawari CCS, la mayor instalación de captura de carbono en construcción en el Sudeste Asiático. Los gasoductos auxiliares y las mejoras en instalaciones costeras amplifican los efectos multiplicadores en Johor y Sarawak, elevando la localización basada en proveedores por encima del 50%.

Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas de APAC

Indonesia, Tailandia y Vietnam completan el núcleo principal, canalizando cada uno CAPEX especializado hacia la monetización del gas doméstico y la incorporación de terminales de regasificación. Bangladés y Filipinas, agrupados bajo el Resto de Asia-Pacífico, aceleran su actividad hacia el final del período, a medida que la mejora en las calificaciones crediticias soberanas desbloquea financiamiento concesional para terminales de importación y cavernas de almacenamiento.

Panorama regulatorio

Los marcos regulatorios en Asia-Pacífico continúan endureciéndose en torno a la disciplina de capital, la gestión de los ingresos por exportación y la seguridad energética, lo que influye tanto en el CAPEX de hidrocarburos como en el de transición. En Indonesia, los Reglamentos Gubernamentales N.º 2 de 2026 y N.º 21 de 2026 reforzaron las normas sobre la retención de los ingresos por exportación de recursos naturales (vigentes desde el 26 de febrero de 2026 y el 1 de junio de 2026), mientras que el Reglamento Gubernamental N.º 24 de 2026 (vigente desde el 1 de junio de 2026) regula las exportaciones de materias primas estratégicas de recursos naturales, lo que añade complejidad de cumplimiento y de planificación de tesorería para los exportadores de GNL y del sector upstream.

En India, las Normas de Petróleo y Gas Natural de 2025 (notificadas el 9 de diciembre de 2025) establecen marcos para la unitización o fusión de arrendamientos y el uso compartido de infraestructura, reforzando conceptos de desarrollo integrado que se incorporan a los planes de desarrollo de campos y a las conexiones midstream. En Vietnam, la Decisión N.º 363/QĐ-BCT (28 de febrero de 2026) revisó el Plan Maestro Nacional de Energía y aumentó el requisito de reserva estratégica de petróleo a 90 días de importaciones netas para 2030, lo que respalda la inversión en almacenamiento y logística, a la vez que eleva los requisitos de planificación, permisos y garantía de suministro en los programas downstream y midstream.

Oportunidades de mercado y perspectivas futuras

Los grandes programas ejecutables de GNL y gas en alta mar en el sudeste asiático están creando ventanas de contratación más claras para trabajos de EPC, subacuáticos y de la cadena de suministro de GNL, especialmente a medida que los proyectos pasan de la planificación a la construcción y las obras iniciales. Una señal concreta es el proyecto de GNL Abadi Masela en Indonesia, donde la ceremonia de inicio de obras del 16 de julio de 2026 (Inpex, Pertamina y Petronas) marca la entrada en la fase de construcción de un desarrollo de 21.000 millones de USD, lo que respalda la demanda de fabricación, logística marítima y equipos de largo plazo de entrega en toda la región. Otro ejemplo es el lanzamiento, el 20 de julio de 2026, de la empresa conjunta Eni-Petronas Searah, que establece un plan de inversión de aproximadamente 20.000 millones de USD durante cinco años, lo que refuerza el apetito de gasto upstream en múltiples activos y crea espacio para perforación, integración de campos maduros y alcances de eliminación de cuellos de botella vinculados a recursos de infraestructura cercanos.

La integración de la gestión de carbono continúa favoreciendo la diferenciación de CAPEX y el acceso a financiación, a medida que los operadores añaden componentes de CCS a los conceptos de proyecto. Las iniciativas de ExxonMobil sobre CCS en Indonesia y Malasia apuntan a oportunidades de adquisición en torno a la compresión, deshidratación, medición y servicios subsuperficiales que se suman a las obras convencionales de upstream y GNL. Al mismo tiempo, las condiciones más estrictas de financiación verde y la inflación de costos en curso aumentan el valor de la modularización, el monitoreo digital y los marcos de infraestructura compartida (incluidas las disposiciones de uso compartido de la PNGR 2025 de India), que pueden reducir el riesgo de ejecución y acortar los tiempos de ciclo tanto para los desarrollos en tierra como en alta mar.