Tamaño y participación del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Período de Datos Pronosticados | 2026 - 2031 |
| Tamaño del mercado en el año base (2025) | 6.46 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2026) | 6.69 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2031) | 7.96 Mil millones de dólares |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 3.55% CAGR |
| Concentración del Mercado | Medio |
Jugadores principales *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial Imagen © Mordor Intelligence. El uso requiere atribución según CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán por Mordor Intelligence
El tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán fue valorado en USD 6,46 mil millones en 2025 y se estima que crezca desde USD 6,69 mil millones en 2026 hasta alcanzar USD 7,96 mil millones en 2031, a una CAGR del 3,55% durante el período de pronóstico (2026-2031).
Un giro sostenido hacia megaproyectos costa afuera, la rápida adopción de métodos de recuperación mejorada y la diversificación gradual de las rutas de exportación sustentan este crecimiento, a pesar de los persistentes costos de manejo de azufre y el envejecimiento de la infraestructura terrestre. Los activos costa afuera ya representan el 83,8% de los ingresos de 2024 y registran el crecimiento más rápido del 5,5%, mientras que la mejora de USD 48 mil millones de Tengiz por parte de Chevron, la Fase 2 de Kashagan y los oleoductos de mayor capacidad hacia China impulsan el impulso de expansión. El petróleo crudo mantiene su dominio volumétrico del 70,2%; sin embargo, el gas asociado se está acelerando a medida que cuatro plantas de procesamiento añaden 8,4 bcm de capacidad entre 2026 y 2030. Los pozos convencionales todavía representan el 95% de la actividad, pero los yacimientos no convencionales de formaciones compactas crecen a una tasa del 5,3% anual, impulsados por nuevos incentivos fiscales y análisis mediante gemelos digitales.
Conclusiones clave del informe
- Por ubicación de despliegue, la operación costa afuera representó el 83,18% de la participación del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán en 2025 y se proyecta que se expanda a una CAGR del 5,25% hasta 2031.
- Por tipo de recurso, el petróleo crudo lideró con una participación del 69,58% del tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán en 2025, mientras que se pronostica que el gas natural crezca a una CAGR del 4,85% hasta 2031.
- Por tipo de pozo, las operaciones convencionales representaron una participación del 94,32% en 2025; se espera que los pozos no convencionales registren la CAGR más alta del 5,05% durante 2026-2031.
- Por servicio, los servicios de desarrollo y producción tuvieron una participación del 59,72% en 2025, mientras que los servicios de desmantelamiento registraron la CAGR más sólida del 5,4% hasta 2031.
Nota: Las cifras de tamaño del mercado y previsión de este informe se generan utilizando el marco de estimación propietario de Mordor Intelligence, actualizado con los últimos datos e información disponibles a partir de 2026.
Tendencias e información del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán
Análisis del impacto de los impulsores*
| Impulsor | (~) % de impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Plazo de impacto |
|---|---|---|---|
| Recuperación del precio del petróleo que impulsa los presupuestos de exploración y producción | +1.2% | Atyrau, Mangystau | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Aceleración de la Fase 2 de Kashagan | +0.9% | Mar Caspio costa afuera | Mediano plazo (2-4 años) |
| Incentivos fiscales para la recuperación mejorada de petróleo | +0.7% | Nacional | Mediano plazo (2-4 años) |
| Expansiones del oleoducto troncal hacia China | +0.6% | Kazajistán occidental-Xinjiang | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Adopción de gemelos digitales para campos de gas ácido | +0.3% | Karachaganak, Tengiz, Kashagan | Mediano plazo (2-4 años) |
| Proyectos piloto de captura y almacenamiento de carbono bajos en carbono que desbloquean reservorios más profundos | +0.2% | Nacional | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Recuperación del precio del petróleo que impulsa los presupuestos de exploración y producción
Los presupuestos de exploración y producción aumentaron un 18% en 2024, ya que el Brent se mantuvo por encima de USD 75 por barril. Las entradas de capital aceleraron la perforación en Uzen, lo que resultó en 5.900 toneladas de producción adicional en el primer trimestre de 2024. Chevron aceleró la finalización de Tengiz con un soporte de precios similar.[1]Chevron Corporation, "Actualización del proyecto de crecimiento futuro de Tengiz," chevron.com Sin embargo, el cumplimiento de las cuotas de la OPEP+ limitó la producción nacional a 1,7 millones de bpd, exponiendo el mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán a la volatilidad de precios.
Aceleración de la Fase 2 de Kashagan
La Fase 2 eleva la capacidad de Kashagan de 370.000 bpd a 450.000 bpd para 2027 mediante la instalación de nuevas plataformas de cabezal de pozo y la adición de 3,5 bcm de procesamiento de gas. El acero resistente al gas ácido y el monitoreo de corrosión en tiempo real reducen el tiempo de inactividad en un 60% en comparación con 2022-2023. Los costos de equilibrio disminuyeron de USD 45 a USD 32 por barril tras las ganancias de eficiencia.
Incentivos fiscales para la recuperación mejorada de petróleo
El Modelo de Contrato Mejorado de 2024 reduce a la mitad el impuesto corporativo para la inyección de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo y la inundación con polímeros, reduciendo el período de recuperación de la inversión de Tengiz de nueve a seis años.[2]Ministerio de Energía de Kazajistán, "Modelo de Contrato Mejorado," energy.gov.kz Los proyectos piloto de Karachaganak elevan la recuperación al 48% mientras se fijan 2,1 millones de t de CO₂ cada año.
Expansiones del oleoducto troncal hacia China
Se espera que la capacidad de China alcance los 20 millones de toneladas en 2024 y aumente a 25 millones de toneladas para 2027, reduciendo la dependencia de la ruta rusa del 85% en 2024 al 75% previsto para 2030.[3]CNPC, "Expansión del oleoducto Kazajistán-China," cnpc.com.cn Las nuevas bombas y los grados de tuberías más gruesas evitan las penalizaciones por calidad que antes restaban USD 3 por barril a los ingresos netos.
Análisis del impacto de las restricciones*
| Restricción | (~) % de impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Plazo de impacto |
|---|---|---|---|
| Altos costos de procesamiento por contenido de azufre | -0.8% | Kashagan, Karachaganak, Tengiz | Mediano plazo (2-4 años) |
| Envejecimiento de la infraestructura terrestre | -0.6% | Mangystau, Atyrau | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Dependencia de las rutas de exportación en los oleoductos rusos | -0.4% | Nacional | Mediano plazo (2-4 años) |
| Oposición social relacionada con el estrés hídrico | -0.3% | Mangystau, cuenca del Mar de Aral | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Altos costos de procesamiento por contenido de azufre
Los niveles de sulfuro de hidrógeno del 15-19% inflan los costos de desarrollo entre un 25-35% por encima de los promedios globales.[4]Eni S.p.A., "Desafíos del H₂S en Kashagan," eni.com Los operadores gastan USD 400 millones cada año reemplazando tuberías corroídas en Kashagan, mientras que Tengiz almacena 600.000 t de azufre elemental anualmente.
Envejecimiento de la infraestructura terrestre
Más de 35.000 km de oleoductos, con un promedio de 30 años de antigüedad, requieren USD 20 mil millones en mejoras para 2030. Los derrames recientes en Mangystau intensificaron el escrutinio regulatorio y elevaron los costos operativos entre un 15-20%.
*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
Por ubicación de despliegue: La supremacía costa afuera impulsa la innovación técnica
Los activos costa afuera generaron USD 5,37 mil millones, o el 83,18% del tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán en 2025, y se pronostica que crezcan a una CAGR del 5,25% hasta 2031. Kashagan, la plataforma carbonatada de Tengiz y el clúster Kalamkas-Mar encabezan este avance hacia reservorios más profundos y de mayor presión. La transferencia continua de tecnología de las grandes compañías internacionales lleva aleaciones resistentes al gas ácido y vigilancia de corrosión en tiempo real a los proyectos del Mar Caspio. Se destinan USD 6 mil millones de inversiones para Kalamkas-Mar y Khazar, lo que subraya la confianza duradera a pesar del gas cáustico y las aguas propensas al hielo.
Las operaciones terrestres siguen siendo vitales, pero contribuyen solo USD 1,09 mil millones, o el 16,82%, del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán en 2025. El envejecimiento de las líneas de recolección de la era soviética y el creciente estrés hídrico limitan el crecimiento terrestre a una CAGR del 2,65%. No obstante, los programas de reacondicionamiento inteligente en Uzen y Zhetybai, junto con el alivio fiscal por inyección de CO₂ para la recuperación mejorada, prolongan la vida útil de los campos y evitan el declive abrupto.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe
Por tipo de recurso: El dominio del petróleo crudo enfrenta la aceleración del gas natural
El petróleo crudo aportó el 69,58% de los ingresos de 2025, lo que equivale a USD 4,49 mil millones dentro del tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán, y está encaminado a una CAGR del 3,65% hasta 2031. La expansión de Tengiz ya entrega 260.000 bpd a mediados de 2025, mientras que la Fase 2 de Kashagan apunta a 450.000 bpd. Los grados prémium de Mangistau y Buzachi disfrutan de una creciente demanda de las refinerías asiáticas.
El gas natural, valorado en USD 1,97 mil millones en 2025, crece un 4,85% anual a medida que cuatro plantas de procesamiento añaden 8,4 bcm de capacidad. El incremento de 4 bcm de Karachaganak y los nuevos incentivos fiscales para la utilización del gas asociado reducen la quema y potencian el potencial de exportación hacia China.
Por tipo de pozo: Los fundamentos convencionales permiten el crecimiento no convencional
La actividad convencional capturó el 94,32% del gasto de 2025, aunque crece a una CAGR moderada del 3,35%. Los laterales de alcance extendido superan ahora los 8.000 metros, desbloqueando el petróleo residual en arrecifes carbonatados.
Los pozos no convencionales, que representan hoy el 5,68%, se convierten en el manual de agilidad, registrando una CAGR del 5,05% a medida que el Modelo de Contrato Mejorado reduce los impuestos a la mitad. Los yacimientos compactos en la cuenca Chu-Sarysu exhiben tasas iniciales de 150-200 bpd tras fracturas de múltiples etapas, y la dirección geológica asistida por inteligencia artificial reduce los costos de perforación en un 20%.
Por servicio: El liderazgo en desarrollo cede paso al crecimiento del desmantelamiento
Los servicios de desarrollo y producción representaron el 59,72% de los ingresos de 2025, pero se desaceleraron a una CAGR del 3,62% una vez que los grandes proyectos alcanzaron una meseta. La perforación habilitada por inteligencia artificial, ejemplificada por el sistema ABAI de KazMunayGas, ayuda a mantener márgenes saludables.
El desmantelamiento, actualmente en el 14,20%, se espera que se acelere a una CAGR del 5,4% a medida que 2.500 pozos enfrenten su retiro para 2030. Las estimaciones de costo de USD 150.000-300.000 por pozo, combinadas con estrictas normas de remediación, impulsan la provisión anticipada por parte de las grandes compañías.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe
Análisis geográfico
El corredor de Atyrau y Mangystau generó el 77,23% de la producción nacional en 2025, equivalente a USD 4,99 mil millones del tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán. Las expansiones de Tengiz y Kashagan elevan la CAGR de producción del corredor al 3,9% hasta 2031. Los operadores upstream se benefician de los centros del oleoducto CPC y del oleoducto Kazajistán-China cercanos, aunque la renovación de USD 15 mil millones en oleoductos sigue siendo urgente.
Kyzylorda y Aktobe juntas representaron el 15,39% de los ingresos de 2025 y registraron una CAGR del 4,0%, ya que las formaciones más profundas y los yacimientos compactos atraen capital. La mejora del gas de Karachaganak añade 4 bcm de manejo, reduciendo los cuellos de botella de reinyección previos. La flexibilidad regulatoria, incluidas las exenciones fiscales en áreas de frontera, estimula la actividad sísmica y de evaluación.
Las provincias del este y norte representan el 7,38% restante, pero ganan interés a largo plazo a medida que mejora la cobertura sísmica. Las brechas de infraestructura se están reduciendo con la construcción planificada de terminales ferroviarias de conexión a oleoductos y posibles enlaces Trans-Caspio hacia rutas de exportación occidentales.
Panorama regulatorio
La actividad upstream de petróleo y gas de Kazajistán se rige principalmente por el Código sobre el Subsuelo y el Uso del Subsuelo (2017), administrado por el Ministerio de Energía de la República de Kazajistán. El ministerio supervisa las licencias, los contratos de uso del subsuelo y el cumplimiento normativo. La Ley N.º 249-VIII, del 30 de diciembre de 2025, introdujo enmiendas vinculadas a la gestión estatal unificada y a procedimientos de licenciamiento actualizados que entrarán en vigor a partir del 1 de enero de 2026, orientando el uso del subsuelo hacia procesos más estandarizados y de administración digital.
El cumplimiento ambiental y operativo se gestiona conjuntamente con el Ministerio de Ecología y Recursos Naturales, que emite permisos ambientales y realiza revisiones periciales estatales en materia ambiental, incluida la supervisión relevante para emisiones y quema de gas. Los controles de quema de gas crudo conforme al Artículo 146 del Código del Subsuelo vinculan los volúmenes permitidos a los permisos emitidos por el Ministerio de Energía, con supervisión ambiental aplicada al monitoreo. Los derechos de prioridad estatal para empresas nacionales como KazMunayGas y QazaqGaz también afectan las transacciones que involucran parcelas estratégicas y transferencias de derechos de uso del subsuelo, lo que puede condicionar las condiciones de entrada para operadores internacionales, particularmente para activos vinculados al gas.
Panorama competitivo
Los cinco operadores más grandes —KazMunayGas, Chevron, Eni, Shell y TotalEnergies— controlan aproximadamente el 65% de la capacidad productiva, lo que confiere al mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán un perfil moderadamente concentrado. La empresa conjunta de USD 2,1 mil millones de CNOOC en torno a Tengiz y la amplia alianza de MOL Group demuestran que el interés internacional sigue siendo alto a pesar de las tensiones geopolíticas. La tecnología sigue siendo el principal diferenciador: los gemelos digitales, los aceros de alta aleación y la recuperación mejorada de petróleo con CO₂ ofrecen ganancias de eficiencia mensurables. Los nuevos participantes incluyen empresas de servicios especializadas en inteligencia artificial que reducen el tiempo de inactividad de la perforación y aseguran contratos en campos de gas ácido. La gestión ambiental se está convirtiendo en una ventaja competitiva a medida que la certificación ISO 14001 acelera los permisos en áreas con estrés hídrico.
Líderes de la industria de upstream de petróleo y gas de Kazajistán
National Company JSC (KazMunayGas)
Chevron Corporation
Karachaganak Petroleum Operating B.V.
Eni S.p.A.
PJSC Gazprom
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Oportunidades de mercado y perspectivas futuras
Existe un claro espacio en blanco en la intersección entre los desarrollos de gas ácido y la monetización del gas doméstico. Nueva capacidad de procesamiento y reinyección puede respaldar una mayor producción comercial de gas y reducir las restricciones de reinyección. En 2025, se puso en marcha en Karachaganak un sexto compresor de reinyección de gas crudo para ayudar a sostener los niveles de producción, y la agenda nacional más amplia apunta a una producción comercial de gas de 27,4 bcm en 2026. Esto genera demanda de manejo de gas vinculado al upstream, compresión y mejoras de infraestructura de campo en activos importantes como Karachaganak y Kashagan.
Las asociaciones de exploración y los modelos operativos digitales también amplían el conjunto de oportunidades más allá de los megaproyectos principales. En marzo de 2026, Shell firmó un contrato con el Ministerio de Energía para la exploración geológica del bloque Zhanaturmys. En abril de 2026, KazMunayGas y BP firmaron un Memorando de Intención para explorar conjuntamente el bloque Ustyurt en Mangystau, lo que refleja el acceso continuo de empresas internacionales a terrenos mediante marcos liderados por el Estado. En cuanto al desempeño operativo, el Ministerio de Energía anunció una Alianza de IA en abril de 2026 para desplegar soluciones digitales, incluido un sistema piloto de monitoreo inteligente de perforación que cubre más de 4.000 pozos. Samruk-Kazyna también avanzó en el ecosistema SKAI y en la plataforma centralizada de datos en 2026, respaldando oportunidades comerciales para proveedores de servicios en perforación habilitada por IA, vigilancia de producción y despliegues de gemelos digitales vinculados a los desafíos de corrosión, integridad y costos del sector upstream de Kazajistán.
Desarrollos recientes del sector
- Julio de 2026: Ejecutivos de KazMunayGas y Chevron se reunieron en Astana para discutir las operaciones en curso en el campo Tengiz y la logística de exportación, incluida la ruta del Consorcio del Oleoducto del Caspio y el oleoducto Bakú-Tiflis-Ceyhan. La reunión subraya la prioridad comercial de la opcionalidad de rutas de exportación para los barriles de Kazajistán y refuerza el enfoque de los operadores en gestionar el riesgo de evacuación junto con los aumentos de producción en los campos.
- Junio de 2026: Karachaganak Petroleum Operating (KPO) alcanzó la Primera Reinyección de Gas para el proyecto KEP-1B antes de lo previsto en el campo Karachaganak. La reinyección anticipada fortalece el mantenimiento de la presión y respalda la recuperación de líquidos, a la vez que ofrece una palanca operativa a corto plazo en medio de restricciones más amplias de procesamiento y reinyección de gas en el país.
- Febrero de 2024: Las autoridades kazajas tomaron el control de una empresa privada vinculada a la siguiente fase del proyecto Kashagan liderado por Eni. La medida puso de relieve el papel activo del Estado en la reconfiguración de la participación y gobernanza en torno a activos estratégicos costa afuera, con implicaciones para el control del proyecto, la estructura de contratación y los plazos de ejecución.
Marco de la metodología de investigación y alcance del informe
Definición y alcance del mercado
Este mercado abarca el gasto vinculado a la actividad upstream de petróleo y gas de Kazajistán, incluida la exploración, el desarrollo y trabajo de producción de campos, y el desmantelamiento al final de la vida útil, en áreas terrestres y marinas, y cubriendo petróleo crudo y gas natural.
Exclusiones del alcance: El transporte y almacenamiento midstream, la refinación y comercialización downstream, y la petroquímica quedan excluidos de esta medición.
Descripción general de la segmentación
- Por ubicación de despliegue
- Terrestre
- Costa afuera
- Por tipo de recurso
- Petróleo crudo
- Gas natural
- Por tipo de pozo
- Convencional
- No convencional
- Por servicio
- Exploración
- Desarrollo y producción
- Desmantelamiento
Fuentes de datos, dimensionamiento de mercado y validación
Investigación documental
El trabajo documental comenzó mapeando el contexto upstream a nivel nacional en Kazajistán, para luego traducirlo en una visión de gasto que pueda modelarse año tras año. Nos basamos en fuentes públicas como el sistema nacional de estadísticas de Kazajistán, publicaciones del ministerio de energía y del regulador, y series macroeconómicas del banco central para anclar supuestos de moneda, inflación y calendario de inversión.
Para conectar los niveles de actividad con el gasto probable, se hizo seguimiento de las señales de producción y de campo utilizando fuentes como los conjuntos de datos de la OPEP y la AIE, notas de país de la EIA, y publicaciones abiertas de los principales operadores de campo y socios a través de informes anuales y presentaciones a inversores. También se verificaron las señales de importación y exportación de equipos y servicios utilizando portales aduaneros y comerciales cuando estaban disponibles, y se utilizaron patentes y publicaciones técnicas como insumos direccionales para la discusión sobre recuperación no convencional y mejorada. Se utilizaron selectivamente suscripciones pagas para datos financieros de empresas, noticias y finanzas, búsquedas de patentes, y capturas de comercio a nivel de envío para cubrir vacíos y verificar declaraciones públicas, y las fuentes aquí mencionadas son ilustrativas y no exhaustivas.
Entrevistas primarias y encuestas
El trabajo primario se centró en validar cómo los presupuestos upstream se traducen en gasto en servicios y proyectos en programas terrestres y marinos en Kazajistán, y cómo la actividad difiere entre activos con predominio de petróleo, gas y condensado. Conversamos con una combinación de operadores, líderes de servicios EPC y de perforación, equipos de logística y mantenimiento de campo, y participantes de la cadena de suministro local en las principales regiones productoras, de modo que los supuestos sobre utilización, tarifas diarias y alcances de trabajo pudieran ponerse a prueba antes de finalizar el modelo.
Distribución de los encuestados del trabajo de campo de investigación primaria
| Tipo de empresa | Cargo del encuestado | Región |
|---|---|---|
| Nivel superior: 37% | Directivos (CXO): 17% | APAC: 45% |
| Nivel medio: 43% | Líderes funcionales/de unidad: 23% | EMEA: 37% |
| Actores más pequeños: 20% | Gerentes: 60% | América: 18% |
Dimensionamiento de mercado y pronóstico
El dimensionamiento se construyó mediante una reconstrucción descendente (top-down) del gasto upstream, en la que las señales de actividad upstream a nivel nacional se tradujeron en valor mediante la intensidad de servicios y curvas de costos para los proyectos de Kazajistán. Los totales se corroboraron luego con verificaciones ascendentes (bottom-up) selectivas, como estimaciones muestreadas de gasto por proyecto, exposición de ingresos de proveedores y contratistas a Kazajistán, y aproximaciones simples de volumen por costo promedio, y los resultados se ajustaron cuando las verificaciones señalaban repetidamente una brecha consistente.
Los insumos utilizados en el modelo incluyen los niveles de producción de petróleo crudo y gas natural de Kazajistán, la división de la actividad de perforación y trabajo en pozos entre convencional y no convencional, la combinación de programas marinos versus terrestres, el calendario de desmantelamiento, y la evolución esperada de partidas clave de costos como equipos de perforación, servicios de terminación y logística marina. Dado que el costo y la actividad se mueven de forma desigual, se ejecutó un pronóstico basado en escenarios, y la trayectoria final se seleccionó en función de las opiniones de expertos sobre el ritmo del capex, los plazos de sanción de proyectos y la normalización de costos. Cuando la divulgación de gasto a nivel de operador estaba incompleta, las piezas faltantes se cubrieron utilizando puntos de referencia de activos comparables y se verificaron de forma cruzada mediante insumos primarios, de modo que el total del país se mantuviera coherente con la actividad observable.
Validación de datos y ciclo de actualización
Los resultados del modelo se contrastaron con señales independientes, como los hitos de proyectos a nivel de campo, las tendencias de producción del país, y los cambios en la utilización de perforación y servicios que normalmente aparecerían antes que el gasto. Los valores atípicos se revisaron en varios pasos, y cuando una variación no podía explicarse con datos públicos, se realizaron llamadas de seguimiento para confirmar si el cambio se debía a cuestiones de tiempo, alcance o precios.
El informe se actualiza en un ciclo anual, y se realizan actualizaciones intermedias cuando ocurren eventos upstream importantes para Kazajistán, como la sanción de un gran proyecto, una revisión material de la producción, o un cambio en los términos fiscales que pueda modificar los planes de inversión. Antes de la entrega, un analista completa una nueva revisión para que las publicaciones públicas más recientes y los aportes confirmados de expertos queden reflejados en las cifras finales.
Comparación del tamaño del mercado upstream de petróleo y gas de Kazajistán de Mordor Intelligence frente a otras estimaciones publicadas
Los valores de mercado publicados para el upstream de Kazajistán a menudo no coinciden porque las reglas de conteo detrás de ellos no son las mismas, incluso cuando los títulos parecen similares. Las mayores diferencias suelen provenir de qué se trata como gasto upstream frente a gasto adyacente en petróleo y gas, el año base elegido, y cómo se aplican la inflación de costos local y los tipos de cambio.
La principal brecha proviene de la inclusión upstream versus cadena de valor completa, donde Mordor Intelligence solo contabiliza el gasto en exploración, desarrollo y producción, y desmantelamiento en Kazajistán (terrestre y marino), en lugar de incorporar servicios midstream o downstream que pueden inflar los totales.
Comparación de referencia
| Fuente | Tamaño del mercado | Brechas en la metodología de investigación |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 6,69 mil millones de USD (2026) | |
| Editor de Investigación Sectorial A | 38,28 mil millones de USD (2023) | La estimación parece utilizar un conjunto de gasto mucho más amplio y un año base anterior, y probablemente mezcla la actividad upstream con servicios más amplios relacionados con la producción de petróleo y gas y estructuras de costos, lo que eleva el valor muy por encima de una definición puramente upstream. |
| Editorial Global B | 38,70 mil millones de USD (2026) | Esta cifra es consistente con un alcance que trata el upstream como una economía más amplia de contratistas y proyectos, y también puede reflejar diferentes escaladas de costos y calendarios de tipo de cambio, lo que eleva el valor de 2026 mucho más allá de un modelo de gasto exclusivamente upstream. |
Entre las tres cifras, la dispersión se explica menos por la aritmética y más por lo que cada modelo decide contabilizar y en qué momento. Al mantener el conjunto de gasto vinculado a alcances de trabajo upstream observables y luego verificar los totales frente a señales de proyectos y actividad, el valor resultante es más fácil de rastrear y replicar para comparaciones interanuales.
Preguntas clave respondidas en el informe
¿Cuál es el valor proyectado del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán para 2031?
Se pronostica en USD 7,96 mil millones, aumentando desde USD 6,69 mil millones en 2026.
¿Qué segmento registra el crecimiento más rápido hasta 2031 en Kazajistán?
Los desarrollos costa afuera se expanden a una CAGR del 5,25%, liderados por el programa de la Fase 2 de Kashagan.
¿Qué tan significativo es el gas natural en la cartera upstream de Kazajistán?
El gas natural representa el 30,42% de los ingresos de 2025 y crece un 4,85% anualmente gracias a la nueva capacidad de procesamiento.
¿Qué incentivos fiscales respaldan la recuperación en campos maduros de Kazajistán?
El Modelo de Contrato Mejorado de 2024 reduce a la mitad el impuesto corporativo para proyectos que implementan recuperación mejorada de petróleo con CO₂, inundación con polímeros y técnicas relacionadas.
¿Cómo está reduciendo Kazajistán su dependencia de las rutas de exportación rusas?
La capacidad del oleoducto Kazajistán-China aumenta a 25 millones de t para 2027, reduciendo la dependencia de la ruta rusa del 85% a aproximadamente el 75% para 2030.
¿Cuál es la perspectiva para los servicios de desmantelamiento?
Tienen una participación del 14,20% hoy y crecen un 5,4% anualmente hasta 2031, ya que 2.500 pozos necesitan abandono para 2030.
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