Tamaño y Análisis de Participación del Mercado Midstream de Petróleo y Gas - Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e Información del Mercado

Aumento en la construcción de capacidad de exportación de GNL de Estados Unidos

La capacidad de exportación de GNL de Estados Unidos está en camino de aumentar un 80% para 2028 a medida que nuevas terminales en la Costa del Golfo entren en operación. Los proyectos permiten al país suministrar casi un tercio del GNL global para 2030, impulsando inversiones en infraestructura de recolección upstream, procesamiento y líneas troncales.^{(1)CME Group, "Perspectivas del GNL 2025," cmegroup.com} Cheniere Energy reportó ingresos de USD 4.600 millones en el segundo trimestre de 2025 junto con un ingreso neto de USD 1.600 millones, lo que destaca la sólida visibilidad de ganancias bajo acuerdos de pago por uso a largo plazo. Las aprobaciones de la Comisión Federal Reguladora de Energía dictan el ritmo de construcción, aunque la cobertura contractual favorable y la creciente demanda asiática mantienen las decisiones de inversión final en curso. Los desarrolladores de licuefacción se asocian cada vez más con MLP midstream para asegurar gas de alimentación y reducir la presión sobre el balance general.

Creciente demanda de gas en Asia que reorienta los flujos globales

Morgan Stanley proyecta un crecimiento anual del 5% en el consumo de gas en Asia hasta 2030, muy por encima del 1% en Europa.^{(2)Morgan Stanley, "Perspectivas Globales de la Demanda de Gas," morganstanley.com} China importó 79 millones de toneladas de GNL en 2024 y planea conectar a 150 millones más de residentes a las tuberías para 2030. El total de 27 millones de toneladas de GNL de India en 2024, un 20% más que en 2023, se alinea con un plan quinquenal para atender a 30 millones de nuevos consumidores. El aumento de las importaciones estimula la construcción de terminales de regasificación, cavernas de almacenamiento y redes de distribución de último tramo. La ola de demanda reorienta las rutas de envío, impulsa acuerdos de compra a más largo plazo y sustenta las tarifas midstream vinculadas al GNL. También alienta a los exportadores estadounidenses a asegurar contratos flexibles en cuanto a destino que capitalicen el arbitraje.

Sustitución del transporte de crudo por ferrocarril hacia tuberías

Los movimientos de crudo por ferrocarril en América del Norte continúan cediendo participación a las tuberías a medida que la nueva capacidad de evacuación reduce los costos de transporte y los riesgos de derrame. El Matterhorn Express Pipeline inició operaciones en noviembre de 2024 con una capacidad de gas de 2,5 Bcf/d, lo que indica el desarrollo de infraestructura entre múltiples productos. Los productores del Pérmico y de las arenas petrolíferas canadienses aseguran contratos de transporte plurianuales para garantizar la evacuación y eliminar los descuentos ferroviarios. Los estados endurecen las normas de seguridad ferroviaria, lo que empuja a los cargadores hacia tuberías más seguras, mientras que los objetivos de reducción de carbono favorecen los modos de transporte de menores emisiones. Los desarrolladores midstream utilizan corredores de proyectos existentes para agilizar los permisos y reducir la intensidad de capital.

Tuberías terrestres envejecidas que requieren CAPEX de sustitución

Muchas tuberías de América del Norte han superado 40 años de operación, coincidiendo con regulaciones más estrictas de la Administración de Seguridad de Tuberías y Materiales Peligrosos. Enterprise Products Partners avanzó en la planta de procesamiento de gas Athena, con una capacidad de 300 MMcf/d, para integrarse con las líneas de sustitución y aumentar las recuperaciones. Los nuevos materiales y el monitoreo por fibra óptica reducen la frecuencia de derrames y disminuyen los costos de mantenimiento a largo plazo. Las empresas de servicios públicos aceleran proyectos de circuitos en paralelo para eliminar excavaciones de integridad y aumentar el caudal. El CAPEX de sustitución sostiene las carteras de construcción, eleva los ingresos por servicios y respalda los escaladores de tarifas vinculados a la inflación.

Mayor escasez de capital impulsada por ESG

Los grandes bancos continúan endureciendo sus préstamos a los combustibles fósiles, lo que lleva a prestamistas medianos y fondos de capital privado a cubrir las brechas de financiamiento resultantes. Los bonos vinculados a la sostenibilidad están ganando terreno a medida que los operadores vinculan los incrementos de cupones a los objetivos de intensidad de metano. Mission Secure informa que las instalaciones con mayor protección cibernética reducen los costos de seguros en USD 50.000 por sitio cada año, compensando parcialmente los mayores márgenes de financiamiento.^{(3)Mission Secure, "Estudio de Caso: Resiliencia Cibernética en el Sector Midstream," missionsecure.com} Los promotores de proyectos también exploran asociaciones público-privadas para alinear los objetivos de seguridad energética con los mandatos medioambientales. Los retrasos en la formación de capital generan presupuestos de contingencia y amplían los períodos de recuperación de la inversión.

Perspectiva volátil del precio del petróleo que desalienta los contratos a largo plazo

Las oscilaciones del crudo en el mercado spot disuaden a los cargadores de comprometerse en acuerdos de transporte a 10 años, lo que limita la visibilidad de ganancias de las tuberías. Las contrapartes prefieren compromisos basados en volumen sobre los compromisos dedicados a hectáreas, trasladando el riesgo de volumen de nuevo a los operadores. Los MLP responden diversificándose hacia corredores de gas y líquidos de gas natural (NGL) que disfrutan de una demanda más firme. Las estrategias de cobertura se vuelven más sofisticadas a medida que los comercializadores combinan el almacenamiento físico con futuros para gestionar la volatilidad. Si bien el malestar a corto plazo suprime las escaladas tarifarias, las carteras de activos diversificadas amortiguan los flujos de caja.

*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 tamaño del mercado midstream de petróleo y gas para tuberías fue de USD 33.720 millones en 2025, equivalente a una participación del 45,02%, lo que confirma el papel fundamental del segmento. Sin embargo, se proyecta que el almacenamiento se expanda a una CAGR del 5,14%, la más rápida entre las categorías de infraestructura, ya que las redes eléctricas necesitan una extracción de gas flexible para equilibrar la intermitencia de las energías renovables. Se espera que la expansión del Hub de Mississippi de Enstor aumente el gas de trabajo a 56,3 Bcf para 2028, un incremento de 2,5 veces que destaca el interés de los inversores en los activos de cavernas. El almacenamiento Jefferson Island de EnLink añadirá 8 Bcf de capacidad bajo acuerdos de pago por uso a largo plazo, lo que destaca el valor que los clientes de servicios públicos otorgan al equilibrio estacional. Los proyectos de cavernas se benefician de una geología favorable, bajos costos operativos y el aumento de ingresos por arbitraje entre los márgenes de inyección de verano y extracción de invierno.

Las terminales desempeñan un papel fundamental en el apoyo a las importaciones y exportaciones de GNL y la distribución costera de productos refinados. La instalación Chiren de Bulgaria completó un incremento de capacidad del 20% en 2024 para fortalecer la resiliencia del suministro regional. Dubái adjudicó a Baker Hughes su mayor contrato integrado de compresores para la expansión de Margham con el fin de gestionar las oscilaciones de demanda impulsadas por la energía solar. Los operadores de terminales integran automatización y medición avanzada para reducir las pérdidas de gas por evaporación y cumplir con las regulaciones de la Organización Marítima Internacional. En conjunto, estas inversiones amplían el mercado midstream de petróleo y gas al elevar los flujos de ingresos basados en tarifas y mejorar la confiabilidad de la red.

El gas natural mantuvo una participación del 39,47% en el mercado midstream de petróleo y gas en 2025, lo que refleja su volumen de transporte dominante. El GNL supera a todos los segmentos con una CAGR del 6,41% hasta 2031, a medida que Shell proyecta que la demanda global aumentará un 60% para 2040. El volumen de importaciones de China de 79 millones de toneladas y el aumento de 27 millones de toneladas de India en 2024 presionan la capacidad de regasificación y almacenamiento, acelerando la necesidad de conexiones de tuberías. Se proyecta que la demanda de GNL marino supere los 16 millones de toneladas anuales para 2030, impulsando el desarrollo de nueva infraestructura de suministro de combustible para buques a lo largo de las principales rutas de transporte marítimo. Las terminales de licuefacción de la Costa del Golfo de Estados Unidos anclan los sistemas de recolección upstream que transportan gas de esquisto de las formaciones del Pérmico, Eagle Ford y Haynesville bajo acuerdos de margen fijo.

Los volúmenes de petróleo crudo enfrentan dificultades contractuales vinculadas a la volatilidad de los precios; sin embargo, las optimizaciones de tuberías y los servicios de mezcla ayudan a mitigar la erosión de márgenes. Los corredores de productos refinados innovan con agentes reductores de arrastre y seguimiento de lotes en tiempo real para optimizar la carga de línea. Los NGL se benefician del crecimiento petroquímico y del arbitraje en la exportación de propano. En conjunto, la diversificación de productos protege a la industria midstream de petróleo y gas de la exposición cíclica, manteniendo intactas las trayectorias de crecimiento.

Los servicios de transporte y logística capturaron el 40,12% del tamaño del mercado midstream de petróleo y gas en 2025 y lideraron el crecimiento con una CAGR del 4,44%. La complejidad de los flujos comerciales globales impulsa la demanda de programación integral, optimización tarifaria y comercialización de capacidad. El Gasoducto Nueva Era de Howard Energy Partners conecta el gas de Eagle Ford con la demanda industrial de Monterrey, destacando el valor de la logística transfronteriza. La extensión de 70 millas de Vaquero Midstream cerca del Hub de Waha se combina con una planta de 200 MMcf/d para elevar la utilización del sistema a 800 MMcf/d. Los proveedores de servicios incorporan redes definidas por software y mantenimiento predictivo para minimizar el tiempo de inactividad y rentabilizar la capacidad no comprometida.

Los servicios de construcción y reparación de tuberías aseguran cargas de trabajo estables provenientes de proyectos de sustitución y expansión. Los servicios de manejo de almacenamiento aprovechan el conocimiento de gestión de presión de cavernas y los derechos de extracción de múltiples ciclos para obtener ingresos incrementales. En conjunto, las ofertas integradas refuerzan la fidelidad del cliente, amplían los plazos de los contratos y profundizan las barreras de entrada en el mercado midstream de petróleo y gas.

Análisis Geográfico

Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de América del Norte

El tamaño del mercado de midstream de petróleo y gas de América del Norte alcanzó los 22,64 mil millones de USD en 2025, representando una participación del 30,22%, impulsado por redes consolidadas, claridad regulatoria y sólidos gasoductos de exportación de GNL. Las ampliaciones de recolección en la Cuenca Pérmica, como Matterhorn Express, y las adquisiciones de Enterprise en la Cuenca Midland destacan un giro desde proyectos en campo nuevo hacia proyectos de optimización. El CAPEX de reemplazo y los bucles en campo marrón dominan el gasto, mientras que los mandatos de ciberseguridad de la Administración de Seguridad en el Transporte amplían los presupuestos de cumplimiento normativo.

Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de Asia-Pacífico

La región de Asia-Pacífico avanza a una CAGR del 4,74% hasta 2031, la más rápida entre todas las regiones, a medida que se acelera la transición del carbón al gas. Los países apuntan a la penetración de gasoductos domiciliarios y al almacenamiento de nivelación de picos, impulsando la demanda de tuberías de acero y el despliegue de estaciones de compresión. La participación de las importaciones de GNL supera el crecimiento del suministro autóctono, lo que impulsa estructuras de contratos flexibles indexadas al Henry Hub en lugar de los precios del Marcador Japón-Corea vinculados al petróleo. Las estrategias de diversificación geopolítica favorecen los cargamentos de Estados Unidos y Qatar, reduciendo el riesgo de dependencia de un único proveedor e incrementando la actividad de fletamento por viaje.

Mercado de Midstream de Petróleo y Gas de EMEA y América del Sur

Europa modera su ritmo a medida que las mejoras en seguridad energética convergen con los imperativos de descarbonización que priorizan las redes de hidrógeno. América del Sur canaliza la inversión hacia la monetización del gas presal en alta mar, especialmente en Brasil. Oriente Medio y África recurren al GNL flotante modular para monetizar yacimientos remotos, mientras que las ampliaciones regionales de almacenamiento actúan como amortiguador frente a los picos estacionales de demanda. En conjunto, estas inversiones geográficamente diversas sostienen un perfil de crecimiento equilibrado para el mercado de midstream de petróleo y gas.

Panorama regulatorio

En Estados Unidos, las tarifas de midstream y los requisitos operativos están definidos por los mecanismos tarifarios de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) y la supervisión federal de seguridad de oleoductos. En abril de 2026, la FERC finalizó el índice de oleoductos para el período de cinco años que comienza el 1 de julio de 2026, fijando un nivel de índice PPI-FG menos 0,55%, lo que afecta el límite máximo para los cambios tarifarios indexados en oleoductos regulados. Por separado, la FERC emitió una norma final en mayo de 2026 para incorporar estándares obligatorios de prácticas comerciales para gasoductos interestatales de gas natural (18 CFR 284.12), con presentaciones de cumplimiento previstas para el 1 de septiembre de 2026 y una implementación alineada con una fecha de entrada en vigor del 1 de enero de 2027. Los cambios buscan reforzar los procesos electrónicos estandarizados de nominaciones, programación y liberación de capacidad para los transportistas.

El cumplimiento en materia de seguridad y emisiones también influye en el gasto de integridad y los procedimientos operativos de los oleoductos y activos relacionados. La PHMSA avanzó en la modernización de los criterios de respuesta ante anomalías para gasoductos de transmisión y oleoductos de líquidos peligrosos mediante un NPRM de julio de 2026 que pasa de plazos rígidos a criterios de respuesta basados en ingeniería e informados por riesgo (comentarios con vencimiento el 8 de septiembre de 2026). Esto respalda la alineación del CAPEX de reemplazo y los programas de integridad con marcos de riesgo actualizados. En Europa, la política se ha endurecido en torno a la reforma del sistema de gas y la gestión del metano: la UE adoptó el paquete de gas descarbonizado e hidrógeno en junio de 2024 (Reglamento (UE) 2024/1789 y Directiva (UE) 2024/1788), mientras que el reglamento de metano de la UE entró en vigor en agosto de 2024, con obligaciones de reporte que comenzarán a aplicarse desde septiembre de 2026 y que extienden los requisitos de cumplimiento a través de las cadenas de valor upstream y vinculadas al midstream para el gas importado y suministrado a nivel nacional.

Oportunidades de mercado y perspectivas futuras

La oportunidad a corto plazo se centra en aumentar la utilización y captar márgenes de las redes existentes de oleoductos, terminales y almacenamiento mediante la eliminación de cuellos de botella y la optimización digital, especialmente donde el gas de alimentación de GNL, la carga del sector eléctrico y los requisitos de balance estacional aumentan la variabilidad de flujo intraanual. La flexibilidad liderada por el almacenamiento sigue siendo un área central, ya que la gestión de la intermitencia incrementa el valor de los ciclos múltiples de inyección y extracción. Los movimientos de capacidad recientes referenciados en el contexto del informe, incluida la expansión de Enstor de su Mississippi Hub hasta 56,3 Bcf para 2028 y la incorporación de EnLink de almacenamiento en Jefferson Island bajo acuerdos de take-or-pay a largo plazo, apuntan a una contratación activa liderada por clientes para el suavizado de picos y la confiabilidad. En el lado de líquidos y terminales, las mejoras operativas y la automatización que reducen pérdidas y aumentan el rendimiento también respaldan los ingresos basados en tarifas, incluida la puesta en marcha por parte de Phillips 66 de Control de Proceso Avanzado en su instalación de Coastal Bend en febrero de 2026 para elevar el rendimiento de 121.000 bpd hacia 130.000 bpd.

Los cambios regulatorios y operativos están creando espacios de oportunidad para proveedores de servicios y operadores en actividades con alta carga de cumplimiento, incluida la gestión de integridad, el endurecimiento cibernético y la estandarización de operaciones comerciales. Las acciones de la FERC en 2026, incluida la estandarización de prácticas comerciales para gasoductos interestatales de gas natural y el restablecimiento del índice de oleoductos para el período que inicia el 1 de julio de 2026, refuerzan la necesidad de capacidades de nominación, medición, programación y gestión de tarifas que puedan convertirse en productos aplicables a carteras multiactivo. A nivel de activos, la propuesta de la PHMSA de julio de 2026 para modernizar los criterios de respuesta ante anomalías respalda la demanda de servicios avanzados de inspección en línea, monitoreo e ingeniería que puedan traducir los requisitos basados en riesgo en programas de reparación y reemplazo. Para los corredores internacionales de comercio de gas, las expansiones modulares de FLNG y de midstream vinculadas a la regasificación siguen siendo una vía viable donde los recursos de gas aislados o remotos necesitan soluciones de exportación, y donde las asociaciones logísticas y de infraestructura vinculadas al GNL pueden reducir la presión sobre el balance de los desarrolladores.