Tamaño y Participación del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Período de Datos Pronosticados | 2026 - 2031 |
| Período de Datos Históricos | 2021 - 2024 |
| Tasa de crecimiento | 1.97% 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 Midstream de Petróleo y Gas de Malasia por Mordor Intelligence
Se espera que el tamaño del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia registre una CAGR del 1,97% durante el período de pronóstico (2026-2031).
La COVID-19 impactó negativamente al mercado en 2020. Actualmente, el mercado ha alcanzado los niveles previos a la pandemia.
- A mediano plazo, se espera que el aumento de la demanda de petróleo y gas y el incremento de los proyectos de oleoductos impulsen el mercado.
- Por otro lado, se espera que la disminución de la producción de petróleo y gas del país frene el crecimiento del mercado.
- No obstante, el aumento del comercio de gas con Asia ha llevado a los países vecinos a recurrir a Malasia para el almacenamiento. Las empresas en Malasia pueden satisfacer la creciente demanda de almacenamiento. Se espera que esto genere enormes oportunidades para el mercado de midstream de petróleo y gas de Malasia.
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 Malasia
Se Espera que el Segmento de Terminales de GNL Domine el Mercado
- Se espera que el segmento de terminales de gas natural licuado (GNL) domine el mercado midstream de Malasia debido a la creciente demanda de gas natural en el país y en las regiones vecinas. La mayoría de los países desean reducir sus emisiones de carbono para controlar la calidad del aire en el medio ambiente, lo que ha incrementado el consumo de gas natural en diversos segmentos de usuarios finales.
- Satu Malaysia Terminal es una terminal de GNL ubicada en Sarawak, Malasia. Cuenta con tres trenes de GNL y tiene una capacidad de 8,1 millones de toneladas métricas por año (MTPA). Forma parte del Complejo de GNL de Malasia, también conocido como el Complejo de GNL Petronas Bintulu.
- A partir de 2021, las importaciones de gas natural en el país fueron de aproximadamente 2,5 mil millones de metros cúbicos por día. Las importaciones fueron menores en 2021 en comparación con 2020. Esta disminución en las importaciones indica la operación de nuevas terminales de GNL.
- Por ejemplo, en enero de 2022, el Estado malayo de Sabah y Petronas anunciaron planes para una terminal de gas natural licuado (GNL) de dos millones de toneladas métricas por año (mmty). La nueva instalación planificada para el Parque Industrial de Petróleo y Gas de Sipitang forma parte de la colaboración de Petronas con el estado para ampliar la distribución de energía más limpia de Sabah a empresas industriales y comerciales.
- Además, en agosto de 2021, la Corporación India de Petróleo (IOC) estableció una empresa conjunta con Petronas, la empresa estatal de Malasia, que incluye la construcción de terminales de gas natural licuado (GNL), la venta minorista de combustible y la distribución de gas, impulsando el crecimiento del segmento.
La Disminución de la Producción de Gas Restringirá el Mercado
- Malasia depende en gran medida del petróleo y el gas como su principal fuente de energía. Según las estadísticas de BP, en 2021, la participación del petróleo y el gas en el consumo de energía primaria del país fue cercana al 70%. Esto refleja la dependencia de Malasia del petróleo y el gas. Aunque el país ha tomado medidas para reducir su dependencia y diversificarse hacia otras fuentes a corto plazo, se espera que la tendencia continúe.
- Además, entre 2015 y 2020, el país registró una disminución en la producción doméstica de gas natural, reduciéndose a 68,7 mil millones de metros cúbicos en 2020 en comparación con 76,7 mil millones de metros cúbicos en 2015. Sin embargo, se registró un fuerte aumento en 2021 de 74,2 mil millones de metros cúbicos, aunque se espera que la producción disminuya en los próximos años.
- La disminución de la producción de Malasia se debe al envejecimiento de los yacimientos, en particular sus mayores recursos en las aguas poco profundas frente a la costa de la Malasia Peninsular, lo que limita el mercado midstream del país.
- Además, la red de oleoductos de Malasia podría ser más modesta. El país depende principalmente de buques cisterna y vehículos para transportar productos de petróleo midstream en tierra. El oleoducto transporta productos petrolíferos desde la refinería de petróleo de Dumai en Indonesia hasta la refinería de petróleo de Melaka en Malasia.
- Como resultado del menor consumo y producción de gas natural y de una red de oleoductos limitada, el negocio de midstream de petróleo y gas de Malasia se ve restringido. Sin embargo, un aumento en el consumo de petróleo y gas, así como una mayor inversión en el sector, impulsará el mercado durante el período proyectado.
Panorama regulatorio
El sector midstream de gas de Malasia se rige por la Ley de Suministro de Gas de 1993 (y sus enmiendas posteriores) y está regulado por la Comisión de Energía (Suruhanjaya Tenaga) para el suministro de gas por tuberías, incluido el Acceso de Terceros (TPA) para importar, regasificar y transportar gas en la Malasia Peninsular. Un pilar regulatorio clave es el Reglamento (Enmienda) de Suministro de Gas de 2025, publicado en el boletín oficial el 26 de diciembre de 2025 y en vigor desde el 31 de diciembre de 2025, que reforzó el perímetro regulatorio modernizado antes de la siguiente fase de reformas del mercado del gas.
En materia de regulación tarifaria, la Comisión de Energía aplica la Regulación Basada en Incentivos (IBR) para las tarifas de las instalaciones de transporte y los acuerdos de acceso relacionados bajo el marco TPA. El gobierno aprobó las tarifas de transporte de gas y regasificación del Período Regulatorio 3 (RP3) para 2026-2028, vigentes desde el 1 de enero de 2026, que abarcan la red de Utilización de Gas Peninsular (PGU) y las terminales de regasificación de Sungai Udang y Pengerang. En cuanto a las aprobaciones upstream y midstream marítimas, PETRONAS (a través de Malaysia Petroleum Management) sigue siendo el custodio de los recursos petroleros conforme a la Ley de Desarrollo Petrolero de 1974 y supervisa las aprobaciones relacionadas con los desarrollos marítimos y los gasoductos en aguas malasias.
Análisis de la cadena de valor
La cadena de valor midstream de petróleo y gas de Malasia abarca la recolección y el procesamiento de gas, la licuefacción y regasificación de GNL, las terminales de almacenamiento y el transporte mediante gasoductos y logística marítima hacia centrales eléctricas, usuarios industriales y la distribución downstream. La infraestructura central es la red de gasoductos de Utilización de Gas Peninsular (PGU), como el sistema troncal principal que suministra gas de venta en toda la Malasia Peninsular. Esto se complementa con terminales de regasificación e importación de GNL y centros de almacenamiento como Pengerang y Sungai Udang, así como la principal infraestructura de exportación de GNL en el Complejo de GNL de PETRONAS en Bintulu, Sarawak.
La cadena cuenta con el respaldo de PETRONAS (a través de Malaysia Petroleum Management, encargada de la administración de recursos y las aprobaciones de proyectos) y de operadores midstream como PETRONAS Gas Berhad (procesamiento, transporte y regasificación de gas), Dialog Group (infraestructura de terminales y almacenamiento en tanques) y otros participantes en almacenamiento y comercialización. En Sarawak, Petroleum Sarawak (Petros) se convirtió en el agregador de gas a partir del 1 de marzo de 2025, definiendo la forma en que se agregan y distribuyen los volúmenes de gas bajo el marco estatal. En cuanto a capacidades operativas, PETRONAS Gas Berhad informó haber completado la expansión del almacenamiento de GNL en la Terminal de Regasificación de Pengerang y haber iniciado operaciones en la Estación Compresora de Kluang en 2025, en línea con las mejoras continuas de eliminación de cuellos de botella y fiabilidad dentro del sistema midstream.
Panorama Competitivo
El mercado de midstream de petróleo y gas de Malasia está moderadamente consolidado. Algunas de las principales empresas (sin orden particular) incluyen Fluor Corporation, Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS), Dialog Group Berhad, Vitol Group y Royal Vopak N.V., entre otras.
Líderes de la Industria de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia
Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS)
Dialog Group Berhad
Fluor Corporation
Royal Vopak N.V.
Vitol Group
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Oportunidades de mercado y perspectivas futuras
En Malasia, las oportunidades midstream están vinculadas a las incorporaciones de capacidad de importación, regasificación y almacenamiento de GNL, que respaldan la flexibilidad del suministro a medida que la producción interna de gas madura y la demanda se concentra en la Malasia Peninsular. Un pilar clave de 2026 es el avance hacia una tercera terminal de regasificación (RGT-3) en Lumut, Perak, donde Petronas Gas Berhad recibió la notificación del Ministerio de Economía el 30 de abril de 2026 para proceder. Tenaga Nasional Berhad y Petronas Gas firmaron posteriormente un acuerdo de intenciones en junio de 2026 para desarrollar conjuntamente el proyecto, que incluye una FSRU con 170.000 metros cúbicos de almacenamiento y una capacidad de regasificación de 500 MMscfd. El proyecto sugiere margen para nuevos activos midstream relacionados con el GNL más allá de los centros existentes, incluida la regasificación basada en FSRU, gasoductos asociados y almacenamiento de equilibrio.
Los cambios en la política y la estructura del mercado también afectan el alcance invertible para operadores y proveedores de servicios. El Ministerio de Economía anunció la Hoja de Ruta Nacional del Gas para su publicación en el tercer trimestre de 2026, con un enfoque en la fijación de precios del gas natural, la regulación del suministro y los requisitos de capital de infraestructura, lo que puede influir en las condiciones de contratación y acceso en el transporte y la regasificación. Por otro lado, la infraestructura vinculada a la descarbonización está comenzando a aparecer junto al sistema midstream. PETRONAS ha planteado el desarrollo de tres centros de CCS (captura y almacenamiento de carbono) para 2030 (dos en la Malasia Peninsular y uno en Sarawak), con el objetivo de una capacidad de almacenamiento combinada de 15 millones de toneladas anuales, lo que genera una demanda potencial de capacidades midstream habilitadoras del transporte y almacenamiento de CO2, junto con la logística convencional de gas y líquidos.
Desarrollos recientes del sector
- Junio de 2026: Tenaga Nasional Berhad (TNB) y Petronas Gas Berhad firmaron un acuerdo de intenciones para desarrollar conjuntamente la tercera terminal de regasificación (RGT-3) en Lumut, Perak. La estructura del proyecto incorpora directamente a una importante empresa de servicios eléctricos al desarrollo de infraestructura de importación de GNL, reforzando el vínculo de seguridad energética entre la capacidad midstream de gas y el sector eléctrico.
- Abril de 2026: Dialog Group Berhad inició los trabajos de expansión de la Fase 3 de las Terminales de Aguas Profundas de Pengerang (PDT) en Johor, añadiendo 614.000 metros cúbicos de capacidad de almacenamiento para productos petrolíferos refinados y biocombustibles. La capacidad de almacenamiento adicional aumenta la capacidad de Malasia para manejar mayores volúmenes comercializados y amplía el papel de la terminal como centro regional de almacenamiento y logística.
- Febrero de 2025: El gobierno de Malasia confirmó a Petroleum Sarawak (Petros) como el agregador de gas de Sarawak a partir del 1 de marzo de 2025, en el marco del sistema de distribución de gas del estado. Esto cambió la forma en que los volúmenes de gas se agregan y comercializan en Sarawak, influyendo en la interconexión midstream, las vías de contratación y el flujo de gas hacia las cadenas de licuefacción y suministro interno.
Marco de la metodología de investigación y alcance del informe
Definición y alcance del mercado
Este mercado abarca los servicios midstream pagados en Malasia que mueven y almacenan petróleo crudo, productos refinados y gas natural entre las zonas de producción y los mercados finales, incluidos los gasoductos y el transporte marítimo, las terminales de almacenamiento y las terminales de GNL.
Exclusiones del alcance: No contabilizamos el valor de la producción upstream, el refinado downstream y la comercialización minorista de combustible, ni las ventas puras de equipos, a menos que se incluyan como parte de los ingresos por servicios midstream.
Descripción general de la segmentación
- Tipo
- Transporte
- Almacenamiento
- Terminales de GNL
Fuentes de datos, dimensionamiento del mercado y validación
Investigación documental
La investigación documental se utilizó para establecer los límites precisos de lo que se considera ingreso midstream en Malasia y para construir la primera imagen de oferta y demanda antes de conversar con los participantes del sector. Nos basamos en conjuntos de datos públicos que muestran los flujos de líquidos y gas, la dirección del comercio y el uso de la infraestructura, necesarios para evitar contabilizar dos veces los mismos volúmenes.
Las fuentes habituales incluyeron publicaciones oficiales de energía y estadística, como comunicados gubernamentales de energía y comercio de Malasia, estadísticas de aduanas y puertos, datos de movimientos de GNL y transporte marítimo cuando estaban disponibles, y referencias internacionales como las tablas por país de la IEA y la OPEP. También revisamos informes anuales de operadores, presentaciones a inversores, anuncios de proyectos y prensa especializada de prestigio en busca de incorporaciones de terminales, orientación sobre rendimiento y pautas de estilo tarifario. Para las verificaciones cruzadas, se utilizó de forma selectiva una suscripción de pago que cubre datos financieros de empresas y una base de datos de importación-exportación a nivel de envíos, con el fin de validar los rangos de ingresos y los supuestos de volumen vinculados al comercio. Estos ejemplos no son exhaustivos, y se consultaron muchas otras fuentes públicas para recopilar datos, verificar cronologías y aclarar vacíos de información.
Entrevistas primarias y encuestas
El trabajo primario se centró en confirmar qué servicios se monetizan realmente en Malasia y cómo se aplican los precios en el transporte por gasoducto, la terminalización y el manejo de GNL. Las entrevistas abarcaron a operadores midstream, proveedores de servicios logísticos y de terminales, asesores del sector y grandes usuarios finales, y nos ayudaron a poner a prueba los supuestos de utilización, la evolución tarifaria y los supuestos de conversión USD-MYR en todo el país.
Distribución de los encuestados en el trabajo de campo de investigación primaria
| Tipo de empresa | Cargo del encuestado | Región |
|---|---|---|
| Nivel superior: 28% | Directivos (CXO): 13% | |
| Nivel medio: 51% | Líderes funcionales/de unidad: 43% | |
| Actores más pequeños: 21% | Gerentes: 44% |
Dimensionamiento y previsión del mercado
El tamaño del mercado se construye mediante una reconstrucción de arriba hacia abajo a partir de la actividad de movimiento y manejo de hidrocarburos en Malasia, para luego traducirse en ingresos por servicios utilizando supuestos realistas de tarifas y comisiones para las principales funciones midstream. En la práctica, el modelo parte de indicadores como el rendimiento de importación y exportación de GNL, los volúmenes de transmisión por gasoducto de gas natural, el movimiento de líquidos por transporte marítimo de cabotaje y gasoducto, y el rendimiento y la utilización de las terminales de almacenamiento, que luego se alinean con la capacidad y el estado operativo de los principales activos.
Para mantener los totales fundamentados, corroboramos el resultado con verificaciones selectivas de abajo hacia arriba, como la consolidación de una muestra de divulgaciones de ingresos de operadores, el uso de controles de canal sobre las comisiones típicas de manejo por tonelada o por MMBtu, y la validación del ingreso implícito por unidad de rendimiento. Cuando faltaban divulgaciones de empresas, las brechas se abordaron utilizando la capacidad de los activos, bandas de utilización obtenidas en entrevistas y rangos de comisiones razonables ajustados según la estructura contractual (take-or-pay frente a manejo spot).
Para la previsión, se utilizó un análisis de escenarios de modo que las perspectivas puedan reflejar diferentes trayectorias de utilización vinculadas a la demanda de GNL, el equilibrio del gas doméstico, el consumo petroquímico y eléctrico, y las nuevas incorporaciones de capacidad midstream. El conjunto final de previsiones se alineó con lo que los encuestados primarios consideraron un rango práctico para la utilización, la transferencia de precios y los impactos de conversión USD-MYR durante el período de previsión.
Validación de datos y ciclo de actualización
Los resultados se validan mediante triangulación entre señales independientes, incluidas series de rendimiento, cambios en la dirección comercial, cronogramas de puesta en marcha de activos e ingresos implícitos por unidad movida o almacenada. Cuando aparece una variación, se revisan los supuestos y se activan llamadas de seguimiento para confirmar si el problema es de alcance, precios, utilización o tiempo.
Antes de la aprobación final, el modelo es revisado por pasos por otro analista para garantizar que los datos de entrada, las unidades y las conversiones de moneda sean coherentes entre los años históricos y de previsión. El informe se actualiza anualmente, y se agregan actualizaciones intermedias cuando se producen eventos materiales, como la puesta en marcha de nuevas terminales, interrupciones importantes o cambios de política que afecten a las tarifas. Justo antes de la entrega, realizamos una revisión final para que las cifras reflejen las últimas actualizaciones públicas disponibles y la retroalimentación de las entrevistas.
El tamaño del mercado midstream de petróleo y gas de Malasia de Mordor Intelligence en comparación con otras estimaciones publicadas
Es normal observar diferentes tamaños de mercado para el sector midstream de petróleo y gas de Malasia, porque los editores no siempre utilizan el mismo límite de ingresos, el mismo período de referencia ni la misma base de precios. Las diferencias también aparecen cuando las estimaciones mezclan el valor de los activos con los ingresos por servicios, o cuando aplican un supuesto de comisión global único que no se ajusta a las estructuras contractuales locales.
Un factor clave en este mercado es el momento de actualización y de conversión de divisas, ya que la conversión de USD puede modificar el valor reportado incluso si los volúmenes se mantienen estables, y la escalada tarifaria puede aplicarse en distintos momentos del año. El dimensionamiento aquí prioriza verificaciones actualizadas de rendimiento y utilización, y luego aplica una lógica de comisiones vinculada al servicio realmente facturado, razón por la cual Mordor Intelligence puede diferir de cifras que se apoyan en gran medida en promedios más antiguos o en una cobertura más amplia de la cadena de valor de petróleo y gas.
Comparación de referencia
| Fuente | Tamaño del mercado | Vacíos en la metodología de investigación |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 4,75 mil millones de USD (2026) | |
| Editorial del Sector A | 11,44 mil millones de USD (2024) | Esta cifra parece dimensionar el sector más amplio de petróleo y gas de Malasia a través de múltiples etapas de la cadena de valor, por lo que pueden incluirse los ingresos upstream y downstream en lugar de únicamente los servicios de transporte midstream, almacenamiento y terminales de GNL. |
| Editorial del Sector B | 4,80 mil millones de USD (2026) | El alcance parece extenderse más allá de los servicios midstream principales hacia actividades de procesamiento o distribución, y la configuración de la previsión a largo plazo puede incorporar un aumento de precios y utilización más agresivo que la progresión de comisiones vinculada a contratos a corto plazo. |
La tabla muestra que la alineación más estrecha se produce cuando el alcance se limita a los ingresos por servicios midstream y se utiliza el mismo año. La brecha más amplia surge cuando se contabilizan actividades más amplias de petróleo y gas, o cuando se aplican supuestos de comisiones y de tipo de cambio sin verificarlos frente a los patrones actuales de utilización y contratación, lo que puede inflar rápidamente el conjunto de ingresos implícito.
Preguntas Clave Respondidas en el Informe
¿Cuál es el tamaño actual del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia?
Se proyecta que el Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia registre una CAGR del 1,97% durante el período de pronóstico (2026-2031)
¿Quiénes son los actores clave en el Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia?
Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS), Dialog Group Berhad, Fluor Corporation, Royal Vopak N.V. y Vitol Group son las principales empresas que operan en el Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia.
¿Qué años cubre este Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia?
El informe cubre el tamaño histórico del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia para los años: 2020, 2021, 2022, 2023 y 2024. El informe también pronostica el tamaño del Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Malasia para los años: 2026, 2027, 2028, 2029, 2030 y 2031.
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