Tamaño y Participación del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Período de Datos Pronosticados | 2026 - 2031 |
| Período de Datos Históricos | 2021 - 2024 |
| Tasa de crecimiento | 0.44% CAGR |
| Concentración del Mercado | Alto |
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 Midstream de Petróleo y Gas de Libia por Mordor Intelligence
Se espera que el tamaño del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia registre una CAGR del 0,44% durante el período de pronóstico (2026-2031).
- Libia cuenta con una red de oleoductos y gasoductos extendida por todo el país. Se espera que la capacidad de las tuberías permanezca estancada durante el período de pronóstico, debido a la falta de inversión en el sector.
- El crecimiento del sector midstream de petróleo y gas se ha visto gravemente obstaculizado por la guerra civil en curso en el país. Sin embargo, en 2019, dado que la mayor parte del país había quedado bajo la coalición militar, las perspectivas de que la guerra civil concluya en el período de pronóstico han aumentado. Esto puede convertirse en una oportunidad para las empresas del mercado.
- Se espera que el aumento en la producción de petróleo y gas sea el motor del mercado durante el período de pronóstico. El país tiene un gran potencial en el sector, ya que cuenta con petróleo de alta calidad y se encuentra más cerca de los prósperos países europeos, con altos requerimientos de consumo de petróleo y gas.
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 Midstream de Petróleo y Gas de Libia
El Crecimiento del Sector de Oleoductos y Gasoductos Permanecerá Estancado
- El sector de oleoductos y gasoductos está bastante desarrollado en el país. La mayoría de las tuberías conectan los campos de petróleo y gas con diferentes partes del país, donde el petróleo y el gas pueden refinarse y exportarse. La mayor parte de las exportaciones del país se dirigen hacia los países de Europa.
- A partir de 2019, el Gasoducto Costero de Libia era el mayor gasoducto del país, con una capacidad de 370 millones de pies cúbicos por día. El gasoducto suministra gas natural en una de las zonas más densamente pobladas del país.
- La producción de gas natural aumentó en el país un 2,2%, de 8,2 millones de toneladas métricas de equivalente de petróleo en 2017 a 8,4 millones de toneladas métricas de equivalente de petróleo en 2018. El valor de las exportaciones de petróleo es de aproximadamente 17.141 millones de USD. El aumento en la producción de gas natural afecta positivamente a la industria midstream.
- Por lo tanto, se espera que el crecimiento en la capacidad de oleoductos y gasoductos permanezca estancado durante el período de pronóstico, debido a la escasa inversión en el sector.
El Aumento en la Producción de Petróleo y Gas Impulsará el Mercado
- La producción de petróleo aumentó en el país un 8,7%, de 43,8 millones de toneladas métricas en 2017 a 47,5 millones de toneladas métricas en 2018. Se espera que el aumento en la producción de petróleo en el país proporcione cierto crecimiento en el sector.
- Una de las mezclas de crudo más importantes de Libia es el Amna, con una gravedad API de 37,0, crudo de alta calidad y bajo contenido de azufre del 0,17%. El grado de petróleo es de excelente calidad y requiere un bajo nivel de mantenimiento y equipos de refinación.
- El oleoducto de petróleo y condensados Wafa-Mellitah tiene una capacidad de al menos 120.000 barriles por día. El oleoducto es uno de los más grandes del país por capacidad.
- Se espera que la industria midstream de petróleo y gas de Libia crezca ligeramente durante el período de pronóstico, debido a un aumento anticipado en la producción de petróleo y gas.
Panorama regulatorio
El marco de hidrocarburos de Libia se sustenta en la Ley del Petróleo N.º 25 de 1955 (propiedad estatal del petróleo del subsuelo) y la Ley N.º 24 de 1970, que estableció la National Oil Corporation (NOC). El Ministerio de Petróleo y Gas proporciona la orientación política soberana y la supervisión, incluidas las aprobaciones de licencias, mientras que NOC actúa como contraparte estatal y ejecutor operativo en producción, refinación y exportaciones. Para las acciones contractuales importantes, las aprobaciones también involucran al Consejo de Ministros.
Una señal regulatoria-comercial destacable se produjo en febrero de 2026, cuando NOC anunció la adjudicación de cinco bloques de exploración tras una ronda de licitación pública lanzada en marzo de 2025, la primera de este tipo desde 2007. Al mismo tiempo, se ha discutido que el modelo de contratación pase de la estructura histórica EPSA a un nuevo modelo PSA orientado a mejorar la economía de los contratistas. Esto tiene implicaciones para la bancabilidad y para los desarrollos de mediano plazo vinculados al midstream asociados con las adjudicaciones upstream.
Análisis de la cadena de valor
La cadena de valor midstream de Libia comienza con los sistemas de recolección de campo upstream en las cuencas de Sirte y Murzuq, y luego pasa a una red nacional de oleoductos/gasoductos troncales (que se reporta en unos 4.000 km) que conecta la producción del interior con los nodos costeros de procesamiento, almacenamiento y exportación. Las interfaces costeras clave incluyen terminales como Ras Lanuf y Es Sider, así como el complejo de Mellitah, que es central para el manejo de gas y la ruta de exportación Greenstream hacia Italia. El desempeño operativo está estrechamente ligado a la disponibilidad de compresión en Mellitah y al suministro offshore asociado.
Las actividades midstream principales incluyen el transporte de crudo y gas mediante líneas troncales, el almacenamiento intermedio en centros costeros, y el acondicionamiento y compresión de gas para mantener el rendimiento hacia el suministro eléctrico doméstico y los gasoductos de exportación. La ejecución reciente de proyectos ha puesto énfasis en la confiabilidad y en la eliminación de cuellos de botella. En abril de 2026, NOC puso en marcha un gasoducto de 130 km y 42 pulgadas que conecta el Campo 103 de Zueitina Oil Company con la Línea 36B de Sirte Oil Company (alrededor de 150 millones de pies cúbicos por día). En junio de 2026, Eni y NOC lanzaron el proyecto de compresión offshore de Sabratha (con una capacidad de compresión de alrededor de 440 millones de pies cúbicos estándar por día) para sostener la producción de gas del campo Bahr Essalam.
Panorama Competitivo
El mercado de midstream de petróleo y gas de Libia está moderadamente consolidado. Algunas de las principales empresas incluyen National Oil Corporation, ConocoPhillips Corporation, Eni SpA, Total SA y Suncor Energy Inc.
Líderes de la Industria de Midstream de Petróleo y Gas de Libia
National Oil Corporation
ConocoPhillips Corporation
Eni S.P.A.
Total SA
Suncor Energy Inc.
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Oportunidades de mercado y perspectivas futuras
En Libia, las oportunidades más inmediatas en el mercado midstream se centran en la rehabilitación, la gestión de integridad y la eliminación de cuellos de botella del sistema existente de oleoductos y gasoductos de crudo y gas, junto con las interfaces de compresión y terminales relacionadas, en lugar de la construcción de nueva infraestructura. El patrón de ejecución de 2026 respalda este enfoque, con NOC completando el gasoducto de gas Zueitina-Sirte de 130 km y 42 pulgadas y llevándolo a pruebas piloto (alrededor de 150 millones de pies cúbicos por día), y con Eni y NOC avanzando en el sostenimiento del gas mediante el proyecto de compresión offshore de Sabratha (módulo de 1.600 toneladas, con una capacidad de compresión de alrededor de 440 millones de pies cúbicos estándar por día). En conjunto, estos proyectos amplían el rendimiento utilizable de las redes existentes.
La continuidad operativa y la confiabilidad de las exportaciones también generan espacio para la contratación orientada al mantenimiento en los principales corredores de crudo y activos costeros. En abril de 2026, NOC reportó el retorno a producción plena en Sharara y El Feel tras un mantenimiento de emergencia en un oleoducto de exportación de crudo dañado por un incendio, lo que resalta el valor comercial de los servicios de respuesta rápida en oleoductos, repuestos y la renovación de válvulas y estaciones. En un horizonte más largo, los acuerdos upstream de mayor plazo y la actividad de concesiones, incluida la participación importante de compañías petroleras internacionales a través de estructuras de NOC, aumentan la demanda de capacidad asegurada de evacuación, almacenamiento y manejo de gas en la red costera, lo que refuerza las oportunidades de actualizaciones midstream vinculadas al desarrollo de campos y al suministro de gas ligado a compresión hacia la energía doméstica y rutas de exportación como Greenstream.
Desarrollos recientes del sector
- Junio de 2026: Eni y la National Oil Corporation (NOC), a través de Mellitah Oil and Gas, iniciaron las operaciones del Proyecto de Compresión de Sabratha, instalando un módulo de compresión offshore de 1.600 toneladas. El proyecto añade alrededor de 440 millones de pies cúbicos estándar por día de capacidad de compresión para sostener la producción de gas del campo Bahr Essalam, fortaleciendo la resiliencia del rendimiento para el suministro doméstico y la infraestructura vinculada a la exportación.
- Abril de 2026: National Oil Corporation (NOC) completó un gasoducto de 130 km y 42 pulgadas que conecta el Campo 103 de Zueitina Oil Company con la Línea 36B de Sirte Oil Company e inició las operaciones de prueba. Diseñada para transportar alrededor de 150 millones de pies cúbicos por día hacia la red costera, la línea respalda la conectividad del sistema de gas y reduce la dependencia de rutas limitadas para el transporte de gas asociado.
- Julio de 2024: Nafusa Oil Operations Company comenzó a operar un nuevo oleoducto desde el campo petrolero de North Hamada. La incorporación de conectividad adicional de campos a la red de transporte mejora la confiabilidad de la evacuación y refuerza el papel de las conexiones incrementales y la renovación de oleoductos en el ciclo de construcción midstream de Libia.
Marco de la metodología de investigación y alcance del informe
Definición y alcance del mercado
Para este estudio, el mercado midstream de petróleo y gas de Libia abarca el valor de los servicios y actividades que mueven y almacenan petróleo crudo y gas natural dentro de Libia, y que preparan los volúmenes para su entrega doméstica o exportación a través de terminales.
Exclusiones del alcance: la refinación downstream, la comercialización minorista de combustibles y las actividades de exploración y producción upstream quedan excluidas de este dimensionamiento.
Descripción general de la segmentación
- Transporte
- Descripción General
- Infraestructura Existente
- Proyectos en Desarrollo
- Próximos Proyectos
- Descripción General
- Almacenamiento
- Descripción General
- Infraestructura Existente
- Proyectos en Desarrollo
- Próximos Proyectos
- Descripción General
- Terminales de GNL
- Descripción General
- Infraestructura Existente
- Proyectos en Desarrollo
- Próximos Proyectos
- Descripción General
Fuentes de datos, dimensionamiento del mercado y validación
Investigación documental
El trabajo documental comenzó con la construcción de una base de hechos sobre los flujos de hidrocarburos e infraestructura de Libia, y luego con el mapeo de lo que puede monetizarse de forma realista como actividad midstream cada año. Utilizamos fuentes públicas como las publicaciones estadísticas anuales de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), los balances energéticos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), las estadísticas comerciales de United Nations Comtrade, los indicadores macroeconómicos del Banco Mundial y los informes por país de la Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA) para anclar la producción, las exportaciones y el contexto de precios.
Para evitar depender únicamente de volúmenes de alto nivel, también revisamos comunicados de operadores y reguladores, notas de proyectos de autoridades energéticas nacionales, actualizaciones de puertos y terminales reportadas en prensa acreditada, y presentaciones de empresas e inversionistas cuando estuvieron disponibles. Cuando los datos públicos eran escasos, se utilizó una suscripción de pago que cubre datos financieros e inteligencia de empresas, y un conjunto de datos de pago independiente para señales de importación/exportación a nivel de envío, principalmente para verificar patrones en lugar de llenar todos los vacíos. Las fuentes aquí enumeradas son solo ilustrativas, y se revisaron muchos otros documentos públicos para la recopilación, validación y aclaración.
Entrevistas primarias y encuestas
El trabajo primario se utilizó para verificar la coherencia de los límites del modelo y los cambios interanuales que las fuentes documentales a menudo pasan por alto, especialmente en torno a la utilización, las interrupciones y el comportamiento tarifario en Libia. Hablamos con una combinación de operadores de oleoductos y terminales, gerentes de almacenamiento y logística, contratistas de servicios y asesores de la industria en los principales corredores operativos de Libia, y luego utilizamos preguntas de seguimiento para confirmar la lógica de precios, la división de actividades y el momento de los aumentos de producción de los proyectos.
Distribución de los encuestados del trabajo de campo de investigación primaria
| Tipo de empresa | Puesto del encuestado | Región |
|---|---|---|
| Nivel superior: 29% | Directivos (CXO): 13% | APAC: 48% |
| Nivel medio: 49% | Líderes funcionales/de unidad: 29% | EMEA: 31% |
| Actores más pequeños: 22% | Gerentes: 58% | América: 21% |
Dimensionamiento y pronóstico del mercado
El dimensionamiento se construyó utilizando un enfoque descendente y ascendente, en el que primero se reconstruyeron las señales nacionales de rendimiento de petróleo y gas y luego se filtraron en la actividad direccionable por midstream. En la práctica, partimos de la producción de crudo y gas y los movimientos de exportación, y luego aplicamos supuestos de utilización y enrutamiento para vincular los volúmenes con los oleoductos, el almacenamiento y el manejo en terminales que generan servicios facturables.
Los insumos clave que dieron forma al modelo incluyen los niveles de producción de petróleo crudo, la producción de gas y la disponibilidad de procesamiento, las divisiones entre exportación y suministro doméstico, los días operativos de las terminales, los patrones de inactividad de los oleoductos y los rangos promedio de cargos por servicio (tarifas y cargos por manejo) por tipo de activo. Cuando una serie de precios no era clara, utilizamos una lógica simple de ASP mixto que refleja una combinación de cargos contratados y ajustes de servicio de tipo spot, y luego la probamos mediante retroalimentación de entrevistas. El pronóstico utiliza análisis de escenarios con un caso base que proyecta hacia adelante la estabilidad operativa esperada, los reinicios de proyectos y los cambios graduales de utilización, seguido de pruebas de sensibilidad sobre el ritmo de recuperación de volumen y la realización de tarifas.
Para mantener los totales realistas, se realizaron aproximaciones ascendentes selectivas, como el rendimiento muestreado multiplicado por cargos de manejo típicos y verificaciones cruzadas frente a bandas conocidas de capacidad y utilización. Cuando faltaba divulgación a nivel de empresa, los vacíos se manejaron utilizando activos sustitutos de tipo similar y un factor de utilización conservador, que luego se revisó nuevamente durante la validación.
Validación de datos y ciclo de actualización
Los resultados se verificaron mediante triangulación entre señales independientes, incluyendo si el rendimiento implícito por activo se mantenía dentro de los límites de capacidad y si los ingresos unitarios eran consistentes con el comportamiento tarifario analizado en Libia. Los valores atípicos se señalaron, se rastrearon hasta sus factores determinantes y luego se volvieron a probar con supuestos alternativos antes de la revisión interna.
Actualizamos el informe en un ciclo anual, y activamos verificaciones intermedias cuando ocurren eventos materiales, como grandes interrupciones, cambios comerciales relacionados con sanciones, o el reinicio de un proyecto de gran envergadura. Antes de la entrega, se completa una revisión final de analista para que la visión del mercado refleje las últimas publicaciones públicas disponibles y cualquier confirmación actualizada de entrevistas.
Tamaño del mercado midstream de petróleo y gas de Libia según Mordor Intelligence comparado con otras estimaciones publicadas
Las cifras publicadas para el midstream de Libia no siempre coinciden porque el límite del mercado no es uniforme, y la base de precios puede variar con el momento de la conversión de divisas y con lo que se considera un servicio midstream frente a un costo upstream o downstream. Las diferencias también provienen de cómo las firmas tratan la utilización en años de disrupción, y de si la estimación se basa en activos, flujos o un gasto de infraestructura más amplio.
Las mayores brechas suelen aparecer cuando un estudio incluye el procesamiento de gas o trabajos de infraestructura más amplios, o cuando las tarifas se aplican como una tasa fija sin verificar los cargos realizados durante interrupciones y reinicios. Cuando los tipos de cambio y los insumos de precios vinculados al petróleo se actualizan cerca de la fecha de corte, y luego se concilian con las señales de rendimiento y las restricciones de capacidad, la estimación tiende a mantenerse más estable. Esta secuencia de verificación basada en actualizaciones es la que se utiliza en Mordor Intelligence.
Comparación de referencia
| Fuente | Tamaño del mercado | Brechas en la metodología de investigación |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 0,00 mil millones USD (2024) | |
| Consultora Global A | 1,55 mil millones USD (2024) | Utiliza una definición amplia de midstream con múltiples enfoques de segmentación, lo que probablemente incorpora infraestructura y líneas de servicio adyacentes más allá del transporte, el almacenamiento y el manejo en terminales, y es menos explícita en cuanto a las verificaciones de utilización y tarifas realizadas para el mismo año. |
| Editorial de la Industria B | 1,80 mil millones USD (2026) | Utiliza un año base diferente y una ventana de pronóstico más larga, lo que puede incorporar una trayectoria de recuperación más sólida en volumen y precios, y parece tratar el midstream como un puente más amplio que incluye el procesamiento y actividades de infraestructura relacionadas. |
En general, la dispersión se explica principalmente por la amplitud del alcance y la alineación de años, y se amplifica según cómo se combinan las tarifas cuando las operaciones son irregulares. Un modelo repetible vinculado al rendimiento, los días operativos y los cargos de servicio validados ayuda a mantener la cifra final rastreable a factores claros en lugar de narrativas amplias de infraestructura.
Preguntas Clave Respondidas en el Informe
¿Cuál es el tamaño actual del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia?
Se proyecta que el Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia registre una CAGR del 0,44% durante el período de pronóstico (2026-2031)
¿Quiénes son los actores clave en el Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia?
National Oil Corporation, ConocoPhillips Corporation, Eni S.P.A., Total SA y Suncor Energy Inc. son las principales empresas que operan en el Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia.
¿Qué años cubre este Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia?
El informe cubre el tamaño histórico del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia para los años: 2020, 2021, 2022, 2023 y 2024. El informe también pronostica el tamaño del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Libia para los años: 2026, 2027, 2028, 2029, 2030 y 2031.
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