Tamaño y Participación del Mercado de Petróleo y Gas de Omán
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Período de Datos Pronosticados | 2026 - 2031 |
| Tamaño del mercado en el año base (2025) | 5.85 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2026) | 6.01 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2031) | 6.86 Mil millones de dólares |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 2.68% 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 Petróleo y Gas de Omán por Mordor Intelligence
Se espera que el tamaño del Mercado de Petróleo y Gas de Omán crezca de USD 5,85 mil millones en 2025 a USD 6,01 mil millones en 2026 y se prevé que alcance USD 6,86 mil millones en 2031 a una CAGR del 2,68% durante 2026-2031.
La estabilidad de la producción en los campos terrestres maduros, la mayor austeridad económica de los proyectos de nuevos descubrimientos y el creciente aumento de la demanda de gas para generación eléctrica y petroquímica sustentan esta trayectoria moderada. Los programas de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) y la expansión de gas de yacimientos compactos del Bloque 61 sostienen los volúmenes del sector upstream, mientras que la eliminación de cuellos de botella en refinerías del sector downstream y la integración petroquímica añaden valor a cada barril exportado. Los operadores internacionales se valen de los Contratos de Participación en la Producción (PSC) liberalizados para implementar soluciones digitales avanzadas que elevan los factores de recuperación y reducen los costos operativos. Al mismo tiempo, las inversiones en hidrógeno verde que superan los USD 20 mil millones alinean al sector con los objetivos de diversificación de la Visión Omán 2040 sin desviar los flujos de ingresos hidrocarburíferos a corto plazo.
Conclusiones Clave del Informe
- Por sector, las operaciones upstream representaron el 73,80% de la participación del mercado de petróleo y gas de Omán en 2025 y se proyecta que crecerán a una CAGR del 2,78% hasta 2031.
- Por ubicación, los activos terrestres concentraron el 78,20% de la participación del mercado de petróleo y gas de Omán en 2025, mientras que se prevé que los desarrollos marítimos registren la tasa de crecimiento más rápida del 5,32% entre 2025 y 2031.
- Por servicio, el desmantelamiento representó el 29,60% del tamaño del mercado de petróleo y gas de Omán en 2025 y se espera que avance a una CAGR del 5,88% 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 Petróleo y Gas de Omán
Análisis del Impacto de los Impulsores*
| Impulsor | (~) % de Impacto en el Pronóstico de CAGR | Relevancia Geográfica | Horizonte Temporal del Impacto |
|---|---|---|---|
| Expansión del gas del Bloque 61 y otros activos de gas de yacimientos compactos | +0.80% | Nacional – campos de Khazzan y Ghazeer | Mediano plazo (2 a 4 años) |
| Condiciones liberalizadas del PSC que atraen inversión extranjera | +0.60% | Nacional – bloques de exploración de frontera | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Crecimiento de la demanda interna de generación eléctrica y petroquímica | +0.40% | Corredor industrial Mascate–Sohar | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Expansión de la capacidad downstream (Duqm, Sohar) | +0.30% | Zona Económica Especial de Duqm y Puerto de Sohar | Mediano plazo (2 a 4 años) |
| Cartera de proyectos de hidrógeno verde y amoníaco azul | +0.20% | Centros de exportación de Duqm y Salalah | Largo plazo (≥ 4 años) |
| EOR con vapor solar y optimización de campos con inteligencia artificial | +0.20% | Complejos de Amal y Marmul | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
La Expansión del Gas del Bloque 61 Reconfigura la Dinámica de Suministro
El Bloque 61 suministra 1,2 mil millones de pies cúbicos por día (bcf/d) y tiene como objetivo alcanzar 1,5 bcf/d para 2026, confirmando el desarrollo comercial del gas de yacimientos compactos en Oriente Medio. La Fase 2 añade 500 millones de pies cúbicos por día, utilizando fracturación hidráulica multietapa, y respalda directamente el proyecto del Tren 4 de Oman LNG. Los sistemas de reciclaje de agua limitan la captación de agua dulce, abordando las preocupaciones sobre la escasez en el interior desértico. El éxito en Khazzan-Ghazeer ha catalizado inversiones análogas en los Bloques 77 y 40, con un potencial estimado colectivamente en más de 2 bcf/d. Estos volúmenes sustentan el suministro eléctrico doméstico y sostienen las exportaciones de GNL, protegiendo los ingresos fiscales frente a las fluctuaciones del precio del petróleo. La plataforma de gemelo digital del proyecto ya ha reducido el tiempo de inactividad no planificado en un 10%, ilustrando el papel de la tecnología en el fortalecimiento de la resiliencia del mercado de petróleo y gas de Omán.
La Liberalización de los Contratos de Participación en la Producción Acelera la Entrada de Capital
La revisión del PSC de 2024 redujo la participación del gobierno del 85% al 75% en los descubrimientos y amplió el período de recuperación de costos a 10 años. La subasta de 15 bloques aseguró USD 1,2 mil millones en bonos de firma, lo que condujo a un aumento del 40% en el gasto de exploración hasta USD 800 millones. Las aprobaciones ambientales simplificadas ahora reducen los plazos típicos de los proyectos en 18 meses. Los operadores valoran positivamente el objetivo claro de contenido local del 35%, que fortalece la capacidad de la cadena de suministro doméstica sin retrasar los cronogramas de los proyectos. El régimen actualizado, por tanto, atrae a grandes compañías intensivas en tecnología capaces de monetizar acreajes de frontera y compartir experiencia digital con socios nacionales, fortaleciendo así el panorama competitivo del mercado de petróleo y gas de Omán.
La Demanda Doméstica de Energía Eléctrica y Petroquímica Sostiene el Consumo de Gas
El gas natural alimenta el 94% del parque eléctrico de Omán, cuya capacidad instalada se espera que alcance 8,2 GW para 2025.(1)Oman Electricity Transmission Company, "Plan de Expansión de Capacidad 2025," oetc.om El consumo de gas en el primer semestre de 2025 alcanzó 27,58 mil millones de m³, un aumento del 5,3% interanual, dado que las nuevas turbinas de ciclo combinado elevaron la eficiencia en un 15%. Las unidades en expansión de metanol y etileno de OQ Chemicals añaden una demanda base estable, mientras que las necesidades de refrigeración estacional incrementan el consumo de gas en verano en un 20%. La interconexión de la red del CCG permite exportaciones excedentes a los EAU durante los meses de menor demanda, suavizando los patrones de despacho. Los compromisos de suministro de la empresa anclan los proyectos de gas de largo ciclo, asegurando flujos de caja estables incluso durante períodos de precios del crudo más débiles.
La Expansión de la Capacidad Downstream Refuerza el Estatus de Centro Regional
La Refinería de Duqm alcanzó 255.000 barriles por día (b/d) en 2025 tras la eliminación de cuellos de botella, mientras que Sohar ahora procesa 230.000 b/d, resultando en un procesamiento combinado de 485.000 b/d.(2)OQ Group, "Informe de Desempeño de la Refinería de Duqm," oq.com Ambos complejos se integran con líneas de polipropileno y aromáticos que obtienen primas sobre las exportaciones de crudo. El acceso a aguas profundas reduce los costos de flete en USD 2-3 por barril para los clientes asiáticos, ampliando así los márgenes. La Zona Económica Especial de Duqm exime además determinados aranceles, atrayendo USD 15 mil millones en inversiones petroquímicas y de almacenamiento adicionales. Estas incorporaciones diversifican las fuentes de ingresos, ayudando al mercado de petróleo y gas de Omán a afrontar los vientos en contra de la transición energética.
Análisis del Impacto de las Restricciones*
| Restricción | (~) % de Impacto en el Pronóstico de CAGR | Relevancia Geográfica | Horizonte Temporal del Impacto |
|---|---|---|---|
| Volatilidad del precio del petróleo que limita el CAPEX | -0.40% | Nacional – todos los activos upstream | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Transición energética global que reduce la demanda de petróleo | -0.30% | Mercados de exportación mundiales | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Costos crecientes de recuperación en campos maduros | -0.20% | Omán Central | Mediano plazo (2 a 4 años) |
| Riesgos de escasez de agua para EOR basada en vapor | -0.10% | Campos de Amal y Marmul | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
La Volatilidad del Precio del Petróleo Nubla la Asignación de Capital
El rango de Brent en 2024 de USD 70-90/bbl complica la aprobación de proyectos de EOR que requieren puntos de equilibrio de USD 45-50/bbl.(3)Petroleum Development Oman, "Informe Anual 2024," pdo.co.om Los desarrolladores emplean conceptos modulares para escalonar la financiación y reducir los desembolsos iniciales hasta en un 40%. La cobertura protege del 40 al 60% de la producción, pero reduce los rendimientos entre 2 y 3 puntos porcentuales. El tesoro, por tanto, prioriza los esquemas de gas de rápida recuperación sobre los proyectos de petróleo pesado. El monitoreo digital de bajo costo mitiga algo de la volatilidad, aunque los precios fluctuantes siguen siendo el viento en contra más inmediato para el mercado de petróleo y gas de Omán.
La Presión de la Transición Energética Estrecha la Ventana de Largo Plazo para el Petróleo
Los escenarios de la AIE sitúan el pico mundial de la demanda de petróleo entre 2028 y 2030, reduciendo así el horizonte de inversión para los activos de EOR de 15 a 20 años.(4)Agencia Internacional de Energía, "Perspectivas Energéticas Mundiales 2024," iea.org Omán acelera el agotamiento de campos maduros y canaliza el excedente de efectivo hacia pilotos de hidrógeno azul, captura de carbono y EOR solar. La alineación con los objetivos del Acuerdo de París requiere auditorías de emisiones constantes y abatimiento incremental de CO₂. Los operadores downstream incorporan materias primas renovables y procesos de economía circular, extendiendo la vida útil de los activos sin vulnerar los presupuestos de carbono futuros. Este enfoque de doble vía amortigua a la industria de petróleo y gas de Omán frente a un futuro estructuralmente bajo en carbono.
*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 Sector: El Dominio del Upstream Ancla el Flujo de Caja
Las actividades upstream representaron el 73,80% de la participación del mercado de petróleo y gas de Omán en 2025, generando la mayor parte de los ingresos fiscales que financian los programas de diversificación. La inundación con polímeros y la inyección de gas miscible en Amal, Marmul y Harweel elevaron las tasas agregadas en 39.000 b/d, prolongando la vida útil de los campos en aproximadamente una década. Las tuberías midstream, con una participación del 18,40%, se sitúan por detrás del upstream en ingresos, pero disfrutan de tarifas estables vinculadas a acuerdos de pago por disponibilidad. Las inversiones específicas refuerzan la seguridad de las materias primas para las instalaciones de polipropileno y polietileno que abastecen a fabricantes del CCG, incorporando así mayor valor añadido doméstico a lo largo de los dos gasoductos gemelos de 42 pulgadas que canalizan la producción del Bloque 61 hacia los centros costeros de GNL y petroquímica, al tiempo que reducen los costos de transporte en aproximadamente USD 1,50 por barril.
Los activos downstream capturan apenas el 7,80% del tamaño del mercado de petróleo y gas de Omán en la actualidad; sin embargo, el modelo de negocio integrado del segmento obtiene márgenes más elevados por barril que las exportaciones de crudo. El complejo de Duqm opera actualmente un 11% por encima de su capacidad nominal, validando las mejoras en el control de procesos y la transferencia de competencias a la fuerza laboral. El monitoreo continuo de emisiones y la recuperación de gas de antorcha cumplen con los umbrales de la Autoridad Ambiental de Omán sin obstaculizar el procesamiento. La expansión también mejora la seguridad de las materias primas para las plantas de polipropileno y polietileno que abastecen a fabricantes del CCG, incorporando así valor añadido doméstico dentro del mercado de petróleo y gas de Omán en su conjunto.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe
Por Ubicación: El Crecimiento Marítimo Reequilibra la Cartera
Las cuencas terrestres representaron el 78,20% de la participación del mercado de petróleo y gas de Omán en 2025, utilizando 4.200 km de tuberías y 850 estaciones de recolección para lograr puntos de equilibrio inferiores a USD 35/bbl. La implantación de gemelos digitales en 200 pozos ha elevado el tiempo de actividad promedio por encima del 95%, mientras que las inspecciones habilitadas por drones han reducido los costos de extracción en USD 3-4/bbl. Sin embargo, la producción de yacimientos en madurez disminuye gradualmente, lo que lleva a los operadores a probar el vapor generado mediante energía solar, que reduce el consumo de gas en un 80%.
Los proyectos marítimos, aunque representan solo el 21,80% de los ingresos actuales, se proyecta que capturen la CAGR más elevada del 5,32% hasta 2031 dentro del tamaño del mercado de petróleo y gas de Omán en su conjunto. Tres nuevas plataformas, Bukha, West Bukha y Yumna, dan acceso a yacimientos más profundos a una lámina de agua de 200 metros. El impulso submarino y el procesamiento compacto reducen las huellas de superficie, reduciendo así los costos de instalación. La supervisión regulatoria por parte de la Autoridad Marítima de Omán garantiza el cumplimiento de los códigos de seguridad alineados con la OMI, mitigando así los riesgos de percepción de los inversores. A lo largo del horizonte de pronóstico, las ganancias marítimas diversifican la exposición a activos y suavizan el perfil de producción del país.
Por Servicio: El Desmantelamiento Ocupa un Lugar Central
El mantenimiento y las paradas técnicas capturaron el 37,60% del tamaño del mercado de petróleo y gas de Omán en 2025, lo que refleja una infraestructura envejecida que requiere paradas de 45 a 60 días cada cuatro o cinco años. Los contratistas especializados movilizan hasta 3.000 técnicos para cada campaña en Sohar o Duqm, mientras que los análisis predictivos reducen la duración de las paradas en aproximadamente una semana. Los servicios de construcción, con una participación del 32,80%, continúan creciendo impulsados por nuevos enlaces midstream y mejoras en compresores, aunque se esperan menos megaproyectos después de 2027.
El desmantelamiento representa el 29,60% de los ingresos, pero registra la CAGR más elevada, del 5,88%, hasta 2031, lo que refleja normas estrictas para el taponamiento de pozos y la remediación de sitios. Más de 150 pozos de inyección necesitan reclasificación para 2026, creando un flujo de trabajo constante para unidades de corte, limpieza y reciclaje habilitadas por robótica que recuperan hasta el 90% del acero estructural. El segmento se transforma así de un costo de cumplimiento a un nicho de crecimiento que atrae a empresas de ingeniería equipadas para la ejecución de economía circular.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe
Análisis Geográfico
Los hidrocarburos de Omán se encuentran principalmente en el triángulo interior de Fahud-Natih-Al Huwaisah, una zona que ha producido más de 7 mil millones de barriles desde la década de 1960. Estos maduros campos terrestres actualmente suministran el 75% de la producción nacional; sin embargo, el aumento de los cortes de agua y los mayores costos de extracción están impulsando la adopción más amplia de EOR con polímeros y vapor solar para mantener la producción por encima de 800.000 b/d. La centralidad de las líneas de recolección existentes mantiene los gastos operativos competitivos, incluso a medida que se multiplican los desafíos de recuperación incremental.
Las gobernaciones costeras desde Mascate hasta Sohar albergan el 85% de la capacidad petroquímica y el 60% de la infraestructura de procesamiento de gas. Las conexiones de gasoducto con el interior garantizan la asignación de gas en tiempo real entre la licuefacción de GNL, la generación de energía y los trenes de metanol. Los puertos de aguas profundas permiten la carga de Petroleros de Crudo de Muy Gran Tamaño (VLCC), convirtiendo a Duqm en una plataforma de exportación rentable para envíos a Asia. La proximidad a las rutas marítimas acorta los viajes a India y China hasta 800 millas náuticas en comparación con los puertos del Golfo Pérsico, una clara ventaja en el flete que refuerza la competitividad exportadora del mercado de petróleo y gas de Omán.
La Gobernación Sureña de Dhofar alberga el complejo de GNL de Salalah con capacidad de 6,7 millones de toneladas por año y emergentes clústeres de hidrógeno verde. La sinergia entre la materia prima de gas, el agua desalinizada y la alta irradiancia solar atrae propuestas de amoníaco azul y metanol verde, dirigidos a compradores japoneses y coreanos. Los enlaces de red transfronterizos con Arabia Saudita estabilizan el suministro eléctrico durante los picos del verano, lo que refleja el impulso más amplio del CCG hacia infraestructura compartida. A medida que los yacimientos del interior maduran y la producción marítima escala, las cadenas de suministro continuarán pivotando hacia la costa, consolidando el papel de Omán como una plataforma exportadora híbrida de hidrocarburos y energías renovables dentro del mercado de petróleo y gas de Omán en su conjunto.
Panorama regulatorio
El sector del petróleo y el gas de Omán se rige por la Ley de Petróleo y Gas (Decreto Real 8/2011). Los derechos upstream se otorgan mediante acuerdos de exploración y producción compartida (EPSA) que requieren un Decreto Sultaní (Real) para entrar en vigor. El Ministerio de Energía y Minerales (MEM), establecido bajo el Decreto Real 96/2020, es el regulador principal que supervisa los hidrocarburos, con responsabilidad que también se extiende a la energía renovable y el hidrógeno. Esto consolida la dirección política para la producción convencional, el desarrollo del gas y las iniciativas de transición energética bajo una sola cartera.
En 2026, Omán continuó formalizando la actividad de concesiones a través de Decretos Sultaníes que aprueban acuerdos petroleros y sus enmiendas, reforzando la base basada en decretos para el ingreso y los cambios de licencias. El Decreto Real 37/2026 aprobó un acuerdo de concesión para el Bloque 18 que involucra a OQ Exploration and Production Batinah Offshore LLC. El Decreto Real 25/2026 aprobó el Acuerdo N.º 1 adjunto al acuerdo petrolero para el Bloque 5 que involucra a Mazoon Petrogas (BVI) Limited y Mazoon Petroleum and Gas SAOC. En conjunto, estas actualizaciones fortalecen la certeza regulatoria para la participación upstream y los plazos de ejecución de proyectos.
Panorama Competitivo
El mercado está moderadamente concentrado: Petroleum Development Oman representa aproximadamente el 70% de la producción de crudo, mientras que BP, Shell, TotalEnergies y Occidental dominan el gas, la EOR y las iniciativas digitales. Una inversión en tecnología de USD 2-3 mil millones anuales apunta a la inteligencia artificial, la logística con cadena de bloques y las flotas de inspección autónomas, que en conjunto incrementan la eficiencia de los campos entre un 12% y un 15%. La política gubernamental exige un 35% de contenido local, impulsando empresas conjuntas que transfieren conocimiento a los proveedores omaníes.
Los espacios en blanco emergen en la delimitación de gas de yacimientos compactos, aguas profundas marítimas y captura de carbono. Equinor y ExxonMobil adquirieron nuevas áreas de exploración en 2024, subrayando el renovado apetito por prospectos de frontera bajo el régimen de PSC más favorable. Los productores independientes de energía también ingresan a la cadena de gas a electricidad, contratando suministro a largo plazo que estabiliza los ingresos.
La diferenciación digital se agudiza: los operadores implementan gemelos digitales en instalaciones complejas, reduciendo el tiempo de inactividad no programado, y drones de teledetección que recortan los costos de inspección de tuberías entre un 40% y un 50%. OQ alinea las ganancias upstream con la expansión downstream y los proyectos derivados de energías renovables, minimizando la volatilidad de las ganancias. Colectivamente, estas estrategias subrayan una carrera equilibrada donde la escala, la tecnología y las alianzas locales determinan la posición en el mercado de petróleo y gas de Omán.
Líderes de la Industria de Petróleo y Gas de Omán
BP Plc
Eni SpA
China National Petroleum Corporation
Shell PLC
Oman Oil Marketing Company SAOG
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Oportunidades de mercado y perspectivas futuras
El otorgamiento de licencias upstream y la rotación de carteras respaldan la demanda de servicios de exploración y evaluación, estudios del subsuelo y trabajos de desarrollo temprano de campos. En abril de 2026, el Ministerio de Energía y Minerales lanzó la Ronda de Licencias de Omán 2026, ofreciendo cinco bloques terrestres (12, 16, 45, 42, 55) que suman aproximadamente 48.000 kilómetros cuadrados. Esto amplía la cartera abordable para sísmica, perforación, servicios de pozos y cadenas de suministro alineadas con contenido local. La participación en aguas afuera también se amplió a través de un acuerdo de concesión de junio de 2026 para el Bloque 80 en alta mar, firmado con OQ Exploration and Production y Turkish Petroleum Overseas Company.
Las oportunidades de inversión en midstream y procesamiento de gas están vinculadas a la optimización del gas doméstico y la recuperación de líquidos. En febrero de 2026, OQ Group emitió una licitación FEED para la planta de extracción de líquidos de gas natural de Saih Nihayda, diseñada para procesar hasta 48 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo que amplía el alcance para soluciones EPC, equipos rotativos, controles de proceso y soluciones de desembotellamiento. Las oportunidades vinculadas a la descarbonización también se están operativizando a través de programas específicos: en julio de 2026, Nama Power and Water Procurement Company emitió una RFQ para un consultor técnico para un programa solar fotovoltaico a escala de servicios públicos de 4 GW (incluido el proyecto IPP Adam Solar de 1 GW). En paralelo, la hoja de ruta de emisiones netas cero y el marco de mercado de carbono del MEM de mayo de 2026 respaldan la demanda de capacidades de CCUS, electrificación y medición de emisiones que pueden aplicarse dentro de los activos de petróleo y gas y en centros industriales adyacentes.
Novedades recientes del sector
- Julio de 2026: Oman Oil Marketing Company aseguró un contrato de suministro de combustible gubernamental con un plazo plurianual, vigente desde el 1 de julio de 2026 hasta el 30 de junio de 2031. La adjudicación mejora la visibilidad de los volúmenes downstream y respalda la planificación de la utilización de depósitos, logística y la red minorista.
- Mayo de 2026: Oman Oil Marketing Company firmó un memorando de entendimiento con OQ Basic Industries para colaborar en soluciones de energía limpia, incluida la energía solar y la infraestructura de carga de vehículos eléctricos. La colaboración amplía el posicionamiento de la empresa más allá de los combustibles convencionales hacia servicios energéticos vinculados a infraestructura que conectan la demanda de movilidad con la agenda más amplia de descarbonización de Omán.
- Octubre de 2024: Petroleum Development Oman lanzó un proyecto piloto de captura y almacenamiento de carbono de 600 millones de USD en el yacimiento de Harweel, con el objetivo de alcanzar una capacidad de secuestro de CO2 de 500.000 toneladas por año. El proyecto incorpora la CCUS en los modelos operativos upstream y aumenta la demanda de evaluación de almacenamiento en el subsuelo, compresión, monitoreo y servicios de integridad a largo plazo.
Marco de la metodología de investigación y alcance del informe
Definición y alcance del mercado
Para este estudio, el mercado de petróleo y gas de Omán se define como el valor generado por las actividades de petróleo y gas en el Sultanato de Omán, abarcando la producción upstream, el manejo y transporte midstream, y el procesamiento downstream que respalda el suministro doméstico y las exportaciones.
Exclusiones de alcance: excluimos la negociación puramente financiera de crudo y productos refinados, y también excluimos los ingresos de generación de energía y servicios públicos que quedan fuera de las operaciones de petróleo y gas.
Descripción general de la segmentación
- Por Sector
- Upstream
- Midstream
- Downstream
- Por Ubicación
- Terrestre
- Marítimo
- Por Servicio
- Construcción
- Mantenimiento y Parada Técnica
- Desmantelamiento
Fuentes de datos, dimensionamiento de mercado y validación
Investigación documental
El trabajo documental comienza con la construcción de una base de datos limpia sobre producción, reservas, exportaciones y cronogramas de proyectos de Omán, que luego se vincula a la generación de valor a lo largo de la cadena. Se utilizaron fuentes públicas como anclas, como el Ministerio de Energía y Minerales (Omán), el Centro Nacional de Estadística e Información, la OPEP y la AIE, y los datos de países de la EIA para verificar cruzadamente los balances de petróleo y gas.
También revisamos informes anuales y presentaciones a inversionistas, divulgaciones de proyectos y prensa de reputación para validar fechas de puesta en marcha, cierres y adiciones importantes de capacidad. Cuando fue necesario, se utilizaron suscripciones pagas para datos financieros de empresas y monitoreo de noticias, así como una base de datos de importación y exportación a nivel de envíos, para verificar señales de actividad como flujos de equipos y movimientos de exportación. Estos ejemplos no son exhaustivos, y también se utilizaron muchas otras fuentes públicas para la recopilación, validación y aclaración.
Entrevistas primarias y encuestas
El trabajo primario se utilizó para poner a prueba los supuestos documentales sobre qué impulsa los ingresos en Omán, especialmente el traspaso de precios, la intensidad de servicio y el momento de los trabajos de campo y planta. Hablamos con una combinación de operadores, proveedores de EPC y mantenimiento, participantes de logística y midstream, y actores downstream, y luego alineamos los aportes entre APAC, EMEA y las Américas para captar diferentes perspectivas sobre costos, cronogramas y utilización esperada.
Distribución de los encuestados del trabajo de campo de investigación primaria
| Tipo de empresa | Cargo del encuestado | Región |
|---|---|---|
| Nivel superior: 33% | Directivos (CXO): 16% | |
| Nivel medio: 51% | Líderes funcionales/de unidad: 38% | |
| Actores más pequeños: 16% | Gerentes: 46% |
Dimensionamiento y previsión de mercado
El dimensionamiento comienza con una construcción de arriba hacia abajo donde la actividad de producción y procesamiento de Omán se reconstruye a partir de balances públicos de petróleo y gas, y luego se traduce en valor utilizando bandas de precios observadas e intensidad de servicio para actividades clave. Los resultados se verifican luego mediante aproximaciones selectivas de abajo hacia arriba, como tasas de ingresos muestreadas a partir de estados financieros divulgados, verificaciones de canal sobre precios de contratos típicos, y lógica de volumen por precio promedio realizado cuando corresponde.
Los aportes clave que dan forma al modelo incluyen las tendencias de producción de crudo y gas, los volúmenes de exportación y la combinación de destinos, el rendimiento y la utilización de refinerías, el ritmo de perforación e intervención de pozos, y la proporción de volúmenes producidos bajo programas de recuperación mejorada de petróleo. El momento de puesta en marcha de proyectos y los ciclos de parada por mantenimiento se tratan con cuidado porque pueden generar cambios abruptos que parecen rupturas de tendencia si no se separan.
Para la previsión, se utiliza el análisis de escenarios para reflejar cómo los cambios en los objetivos de producción, la demanda de gas por parte de la industria y los retrasos en la puesta en marcha pueden mover el mercado dentro de un rango razonable. Cuando falta una serie de datos, llenamos los vacíos utilizando indicadores adyacentes como aproximaciones de producción de campo o rangos de utilización de capacidad de entrevistas, y luego revisamos el supuesto durante la validación.
Validación de datos y ciclo de actualización
Los resultados del modelo se verifican contra señales independientes, incluidos los totales de producción de Omán, los patrones de movimiento de exportación y el rendimiento de refinerías, de modo que las discrepancias importantes se detectan temprano. Se realizan verificaciones de variación en cada paso, y los valores atípicos se revisan para confirmar si son eventos reales, como paradas de mantenimiento, nueva capacidad o cierres temporales.
Antes de la aprobación final, el trabajo pasa por revisiones de analistas en múltiples etapas, y se activan llamadas de seguimiento cuando un supuesto clave cambia o cuando nuevos anuncios públicos modifican las perspectivas de oferta o demanda. Los informes se actualizan anualmente, y se realizan actualizaciones provisionales cuando ocurren eventos materiales, seguidas de una revisión final previa a la entrega para que los clientes reciban la visión más actualizada.
Comparación del dimensionamiento del mercado de petróleo y gas de Omán de Mordor Intelligence con otras estimaciones publicadas
Las cifras de mercado publicadas para el petróleo y gas de Omán pueden verse diferentes incluso cuando el nombre del tema suena similar, porque cada editor traza la línea entre ingresos operativos, capex y valor de materias primas a su manera. Las diferencias también provienen del año elegido como base, la referencia de precios utilizada para el petróleo y el gas, y si el momento de los proyectos se trata como una tendencia suave o como cambios abruptos.
En nuestras verificaciones, los mayores impulsores de la brecha fueron si el valor downstream se contabiliza como ingreso operativo basado en el rendimiento frente a ser aproximado a través de una contribución sectorial más amplia, y si la actividad midstream incluye el procesamiento y almacenamiento de GNL como un grupo de valor separado. Algunas estimaciones también mezclan horizontes de pronóstico más largos con un crecimiento más agresivo, y es posible que no vuelvan a verificar los supuestos cuando cambian los planes de nuevos campos o las orientaciones de utilización de refinerías.
Comparación de referencia
| Fuente | Tamaño del mercado | Brechas en la metodología de investigación |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 5,85 mil millones de USD (2025) | |
| Firma de Investigación de la Industria A | 4,36 mil millones de USD (2024) | Utiliza un punto de partida de 2024 y parece aplicar un grupo de ingresos más restringido, lo que puede subestimar el valor operativo midstream y downstream cuando el traspaso de precios y la intensidad de servicio no se amplían. |
| Editorial de la Industria B | 1,89 mil millones de USD (2026) | Ancla la serie en 2026 y un horizonte más largo, y la cifra más baja a corto plazo sugiere una definición más estrecha que probablemente enfatiza el gasto seleccionado en upstream e infraestructura en lugar de toda la cadena de valor del petróleo y el gas. |
La dispersión proviene principalmente de decisiones de alcance y momento, no solo de matemáticas, y la forma más clara de interpretarla es comparar grupos de valor equivalentes por año. Cuando el upstream, midstream y downstream se mantienen dentro de un marco de ingresos operativos consistente, y los cambios abruptos de proyectos se aplican solo cuando la puesta en marcha está evidenciada, el total de 2025 sigue siendo trazable a las señales de actividad de Omán, una elección de modelado aplicada por Mordor Intelligence.
Preguntas Clave Respondidas en el Informe
¿Qué tamaño tiene el mercado de petróleo y gas de Omán en 2026?
El tamaño del mercado de petróleo y gas de Omán está valorado en USD 6,01 mil millones para 2026 y se proyecta que crezca hacia USD 6,86 mil millones para 2031.
¿Cuál es la tasa de crecimiento esperada para el segmento upstream de Omán?
Se proyecta que las actividades upstream se expandan a una CAGR del 2,78% entre 2026 y 2031, respaldadas por desarrollos de gas de yacimientos compactos y programas de EOR.
¿Qué segmento de servicios crece más rápido en Omán?
Los servicios de desmantelamiento registran la CAGR más elevada del 5,88% hasta 2031, ya que regulaciones más estrictas impulsan la demanda de taponamiento de pozos y remediación de sitios.
¿Cuánto gas producirá el Bloque 61 tras la Fase 3?
La Fase 3 eleva la capacidad del Bloque 61 a aproximadamente 1,5 mil millones de pies cúbicos por día, respaldando tanto la generación eléctrica doméstica como las exportaciones de GNL.
¿Qué papel desempeñan las refinerías en la estrategia de diversificación de Omán?
La capacidad combinada de 485.000 b/d en Duqm y Sohar permite exportaciones petroquímicas de mayor margen y ancla las ambiciones del país como centro regional de procesamiento.
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