Tamaño y Participación del Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2022 - 2031 |
|---|---|
| Período de Datos Pronosticados | 2026 - 2031 |
| Período de Datos Históricos | 2022 - 2024 |
| Tasa de crecimiento | 5.12% CAGR |
| Concentración del Mercado | Bajo |
Jugadores principales *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial Imagen © Mordor Intelligence. El uso requiere atribución según CC BY 4.0. | |
Análisis del Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán por Mordor Intelligence
Se espera que el tamaño del Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán registre una CAGR del 5,12% durante el período de pronóstico (2026-2031).
El mercado se vio afectado negativamente por el COVID-19 en 2020. Actualmente, el mercado ha alcanzado los niveles previos a la pandemia.
- A largo plazo, las políticas gubernamentales favorables, los esfuerzos para desarrollar el sector marino y los proyectos en curso son los principales impulsores del mercado de upstream de petróleo y gas del país. Asimismo, se espera que el aumento de las actividades de exploración en el país sea el factor impulsor significativo del mercado de upstream de petróleo y gas de Omán.
- Por otro lado, el requisito de una alta inversión de capital y la falta de financiamiento debido a una desaceleración económica mundial son algunas de las restricciones para el mercado de upstream de petróleo y gas de Omán.
- No obstante, los numerosos descubrimientos realizados en los últimos años y las actividades de exploración en curso representan las principales oportunidades para brindar una oportunidad significativa a los actores del mercado de la industria de petróleo y gas del país.
Nota: Las cifras de tamaño del mercado y previsión de este informe se generan utilizando el marco de estimación propietario de Mordor Intelligence, actualizado con los últimos datos e información disponibles a partir de 2026.
Tendencias e Información del Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán
El Sector Terrestre Dominará el Mercado
- El sector terrestre ha dominado el mercado de petróleo y gas de Omán en los últimos años y se espera que continúe haciéndolo durante el período de pronóstico. La producción de petróleo y gas del país proviene de campos de petróleo y gas terrestres. Las actividades de exploración y producción de petróleo y gas marino en el país son relativamente recientes y requerirán un tiempo considerable para desarrollarse.
- La producción de gas natural en Omán fue de 41,8 mil millones de metros cúbicos, un aumento del 13% respecto al año anterior. Se espera que crezca más debido al inicio de un incremento en las actividades de exploración en el país.
- A partir de 2022, algunos activos críticos en el mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Omán son el Bloque 6, Khazzan, Mukhaizna, Bloque 9, Wadi Aswad, Bloques 3 y 4, Abu Butabul, campos pequeños de Karim, Yumna y el Grupo de Campos Pequeños de Rima. El Bloque 6 es el campo principal en el mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Omán.
- Además, en junio de 2022, el Ministerio de Energía y Minerales anunció que las reservas de petróleo crudo de Omán ascendían a 5.200 millones de barriles y las reservas de gas a aproximadamente 24 billones de pies cúbicos. Asimismo, el gobierno reportó ingresos de 17.400 millones de USD (y un superávit de 2.000 millones de USD) en el primer semestre de 2022, basándose en un precio promedio del petróleo de 87 USD por barril, y está en camino de registrar su primer superávit anual en una década.
- Gracias a la mejora en la producción y los ingresos, se espera que el sector terrestre de Omán domine el mercado durante el período de pronóstico.
El Aumento de las Actividades de Exploración Impulsará el Mercado
- La producción de petróleo en Omán se situó en 971 miles de barriles diarios en 2021, un aumento del 2% respecto al año anterior. Aunque el crecimiento de la producción de petróleo en Omán ha sido lento, considerando la creciente demanda de petróleo de las principales economías, se espera que la producción se incremente en el futuro.
- En mayo de 2022, Omán e Irán decidieron trabajar conjuntamente en el desarrollo del campo petrolífero marino de Hengam en el Golfo Pérsico. El Comité Técnico Conjunto desarrollará los campos petrolíferos de manera escalonada. El campo de Hengam es una reserva que Omán e Irán comparten conjuntamente. Se espera que el nuevo campo petrolífero genere una producción significativa en el futuro.
- Además, en junio de 2022, el Ministerio de Energía y Minerales declaró que había realizado nuevos descubrimientos de petróleo que elevarían la producción de Omán en 50.000 a 100.000 barriles en los próximos dos o tres años. A plena capacidad, la planta aumentará la capacidad de producción total de OQ de 219.000 barriles por día de equivalente de petróleo, lo que representa el 12,6% de la producción total de petróleo de Omán.
- Asimismo, en septiembre de 2022, Omán firmó un acuerdo de exploración y participación en la producción con Shell para el Bloque 11. Las actividades de exploración incluirán el levantamiento sísmico de 1.400 km², y se realizará una mayor exploración de pozos.
- Todos los factores mencionados anteriormente en relación con los acuerdos de producción y exploración, los descubrimientos y el crecimiento de la producción se espera que contribuyan a impulsar el mercado de petróleo y gas de Omán durante el período de pronóstico.
Panorama regulatorio
La exploración y producción (upstream) de petróleo y gas en Omán está administrada por el Ministerio de Energía y Minerales (MEM). La Ley de Petróleo y Gas, emitida en virtud del Decreto Real 8/2011, constituye la base legal fundamental para la concesión de licencias, los acuerdos petroleros y la supervisión del sector. En abril de 2026, el MEM anunció la Ronda de Licencias de Omán 2026, que ofrece cinco bloques terrestres (Bloques 12, 16, 42, 45 y 55) que totalizan alrededor de 48.000 kilómetros cuadrados. Esto refuerza el uso de licencias competitivas y de superficies reconfiguradas para promover la actividad de exploración.
En 2026, el MEM también emitió y aprobó instrumentos de política que vinculan el desarrollo upstream con las prioridades nacionales de transición. El Decreto Real 37/2026 aprobó un acuerdo de concesión para el Bloque 18 (PC Oman Ventures Ltd y OQ Exploration and Production Batinah Offshore LLC), y el Decreto Real 25/2026 aprobó una enmienda al acuerdo petrolero para el Bloque 5. En mayo de 2026, el MEM lanzó una Estrategia de Cero Neto actualizada e introdujo un marco regulatorio de mercados de carbono, añadiendo una capa de cumplimiento e información que los operadores upstream deben tener en cuenta cada vez más en el diseño y las operaciones de sus proyectos.
Análisis de la cadena de valor
La cadena de valor upstream de Omán comienza con la asignación de superficies y los acuerdos petroleros administrados por el Ministerio de Energía y Minerales, seguidos de trabajos de geociencia (estudios sísmicos y del subsuelo), perforación y servicios de pozos, y actividades de desarrollo de campos como instalaciones de superficie, líneas de flujo y servicios auxiliares. Las operaciones de producción se desarrollan luego tanto en activos terrestres como marinos. La actividad está respaldada por operadores nacionales e internacionales y por asociaciones, con OQ Exploration and Production (OQEP) gestionando una cartera de activos upstream y trabajando con IOC y NOC, incluida la actividad de concesión para el Bloque 18 en aguas profundas (Petronas como operador junto con OQEP) y el Bloque 80 en aguas profundas (OQEP con Turkish Petroleum Overseas Company Limited).
En la interfaz entre upstream y midstream, las necesidades de procesamiento y eliminación de cuellos de botella en los activos productores determinan el flujo práctico de hidrocarburos. Las expansiones de capacidad aumentan el rendimiento efectivo y ayudan a estabilizar la capacidad de suministro de los campos. Un ejemplo reciente es la puesta en marcha por parte de OQEP de la instalación de expansión Bisat-C en el Bloque 60 en junio de 2025, que aumentó la capacidad de procesamiento de petróleo a 95.000 bpd y la de procesamiento de agua a 800.000 bpd, apoyando el manejo de la producción y reduciendo el riesgo de cuellos de botella. Las estructuras de contratación y asociación (EPSA, concesiones y enmiendas, como la enmienda del EPSA del Bloque 9 con Occidental Oman y Mitsui E&P Middle East) siguen siendo mecanismos centrales para desplegar capital y capacidades técnicas especializadas a lo largo de las etapas de desarrollo y producción.
Panorama Competitivo
El mercado de upstream de petróleo y gas de Omán está fragmentado. Algunos actores clave (sin orden particular) son BP Plc, Royal Dutch Shell, Oman Oil Marketing Company SAOC, Total SA y Eni SpA, entre otros.
Líderes de la Industria de Upstream de Petróleo y Gas de Omán
BP Plc
Royal Dutch Shell
Oman Oil Marketing Company SAOC
Total SA
Eni SpA
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Oportunidades de mercado y perspectivas futuras
El margen de participación upstream a corto plazo es visible en la Ronda de Licencias de Omán 2026, en la que el MEM abrió cinco bloques terrestres (12, 16, 42, 45 y 55) que abarcan alrededor de 48.000 kilómetros cuadrados. La ronda refleja un impulso por activar una exploración más granular en las áreas de concesión disponibles. En el ámbito marino, los marcos de concesión recientemente concluidos, incluidos el Bloque 18 (Petronas con OQEP) y el Bloque 80 (OQEP con Turkish Petroleum), crean puntos de entrada adicionales para servicios de exploración, estudios del subsuelo, campañas de perforación y desarrollo temprano de campos vinculados a programas de trabajo comprometidos.
Una segunda vía de oportunidad es la capa operativa y de infraestructura en torno al procesamiento de gas, la reducción de emisiones y la optimización de la recuperación en los centros productores. En 2026, las adjudicaciones de proyectos y selecciones de ingeniería para expansiones de procesamiento de gas incluyen el Proyecto Integrado Budour-Northeast Birba, una adjudicación llave en mano a ENPPI con un objetivo declarado que incluye reducir la quema rutinaria de gas. Los trabajos de ingeniería para el Proyecto de Gas Budour Tayseer, que abarcan el alcance de eliminación de gases ácidos y recuperación de azufre con la participación de Worley Comprimo y BASF, adjudicados por SPETCO, apuntan además a una demanda activa de soluciones de EPC, tecnología de procesos y control ambiental vinculadas al desarrollo de gas upstream. Medidas de política como el marco de mercados de carbono del MEM de mayo de 2026 también refuerzan la demanda de medición, monitoreo y cambios operativos que conectan la producción upstream con un desempeño de menores emisiones y el cumplimiento relacionado con el carbono.
Desarrollos recientes del sector
- Junio de 2026: OQ Exploration and Production firmó una enmienda al Acuerdo de Participación en la Exploración y Producción del Bloque 9 con el Ministerio de Energía y Minerales, Occidental Oman y Mitsui E&P Middle East, con vigencia a partir del 1 de julio de 2026. La enmienda está diseñada para aumentar la actividad operativa y respaldar el crecimiento de las reservas. Refuerza el caso de inversión del Bloque 9 y la demanda de servicios de perforación y operaciones de campo.
- Mayo de 2026: El Ministerio de Energía y Minerales firmó un acuerdo con Victarens Global Energy para invertir 220 millones de USD en la exploración de hidratos de metano en el Bloque 83 terrestre. El acuerdo amplía la cartera de recursos upstream más allá de los yacimientos convencionales. También añade flujos de trabajo de exploración especializados y asociaciones a las actividades upstream de Omán.
- Febrero de 2026: El Ministerio de Energía y Minerales firmó un acuerdo de concesión para el Bloque 18 en aguas profundas con Petronas como operador (70%) y OQ Exploration and Production (30%), poniendo en marcha una fase de exploración de cuatro años. La concesión aumenta el impulso de la exploración marina. También incrementa la demanda de geociencia marina, logística de perforación y estudios de desarrollo en etapas iniciales.
Marco de la metodología de investigación y alcance del informe
Definición y alcance del mercado
Para este estudio, el mercado upstream de petróleo y gas de Omán abarca las actividades que permiten explorar, desarrollar, perforar y producir petróleo crudo y gas natural en Omán, con resultados representados como producción upstream vinculada a operaciones terrestres y marinas.
Exclusiones de alcance: se excluyen de este dimensionamiento el transporte y almacenamiento midstream, la refinación, la petroquímica, los combustibles de venta al público, y la energía y los servicios públicos no relacionados con upstream.
Descripción general de la segmentación
- Ubicación de Despliegue
- Terrestre
- Marino
Fuentes de datos, dimensionamiento del mercado y validación
Investigación documental
Se utilizó la investigación documental para anclar el modelo a los fundamentos upstream específicos de Omán, antes de poner a prueba los supuestos con datos de campo. Nos referimos principalmente a series de producción públicas y al contexto de políticas, como las publicaciones del Ministerio de Energía y Minerales, las comunicaciones de la OPEP y la OPEP+, series de datos de organizaciones como la AIE y el Banco Mundial, e indicadores comerciales y macroeconómicos de organismos como UN Comtrade y el FMI.
Para mantener la lógica del mercado coherente de un año a otro, también revisamos anuncios de operadores, presentaciones a inversores y actualizaciones de proyectos reportadas por medios de prensa reconocidos y sitios web de asociaciones del sector. Cuando fue necesario, se utilizaron suscripciones pagas que cubren datos financieros e inteligencia de empresas, noticias y finanzas, y patentes, para acelerar las verificaciones cruzadas en torno a la intensidad de la actividad y la dirección tecnológica. Estas fuentes documentales son solo ilustrativas, y también se utilizaron muchas otras referencias públicas y pagas para la recopilación, validación y aclaración de datos.
Entrevistas y encuestas primarias
El trabajo primario se centró en validar lo que los datos documentales no pueden mostrar plenamente, como la forma en que los niveles de actividad varían según la madurez del campo, la rapidez con que los nuevos pozos se traducen en una producción estable y qué supuestos de costos y cronogramas son realistas. Hablamos con una combinación de operadores upstream, proveedores de servicios, especialistas en perforación y terminación de pozos, y participantes del ecosistema local, y luego comparamos los puntos de vista entre la exposición terrestre y marina y entre los responsables de decisiones vinculados a Omán.
Las conclusiones de estas conversaciones se utilizaron para confirmar los datos de entrada del modelo, ajustar el momento de la puesta en marcha y reconciliar las diferencias entre los planes declarados y la ejecución observada, especialmente cuando cambian las fases de los proyectos.
Distribución de los encuestados en el trabajo de campo de la investigación primaria
| Tipo de empresa | Cargo del encuestado | Región |
|---|---|---|
| Nivel superior: 37% | Directivos (CXO): 14% | |
| Nivel medio: 48% | Líderes funcionales/de unidad: 30% | |
| Actores más pequeños: 15% | Gerentes: 56% |
Dimensionamiento del mercado y pronósticos
El dimensionamiento parte de una reconstrucción de arriba hacia abajo en la que la producción de petróleo crudo de Omán (barriles por día) y la producción de gas natural (pies cúbicos) se asignan a las divisiones de actividad upstream entre operaciones terrestres y marinas, y luego se alinean con la definición del informe. Una vez que esa estructura es estable, la corroboramos con verificaciones selectivas de abajo hacia arriba, como recuentos muestreados de pozos y rangos de productividad típicos, además de una consolidación limitada de la actividad de proyectos y la intensidad de servicios para comprobar que los totales no se alejen de la realidad.
Los datos de entrada prácticos que moldean el modelo incluyen las tendencias de producción de petróleo crudo y gas, la dirección de la actividad de perforación y reacondicionamiento, la intensidad de la recuperación mejorada de petróleo en activos maduros, las puestas en marcha de proyectos previstas y el momento de la meseta de producción, y las señales regulatorias o fiscales que afectan el ritmo de la inversión upstream. Cuando existen vacíos de datos, los supuestos se completan utilizando rangos acordados a través de entrevistas, y luego se ajustan mediante verificaciones de consistencia frente a patrones históricos.
Para el pronóstico, se aplica un análisis de escenarios de modo que el caso base refleje la visión más repetible de la traducción entre actividad y producción, mientras que los casos al alza y a la baja reflejan cambios en el momento de la puesta en marcha, el comportamiento de la declinación y el ritmo de ejecución. Los datos de expertos se utilizan para validar qué variables son más sensibles en Omán, y luego el pronóstico se revisa para garantizar que la trayectoria implícita se mantenga coherente con la madurez conocida de los campos y los cronogramas de los proyectos.
Validación de datos y ciclo de actualización
Los resultados se validan mediante triangulación entre señales independientes, incluida la coherencia de las series temporales, la razonabilidad entre lo terrestre y lo marino, y la alineación con los hitos declarados de los proyectos. Antes de la aprobación final, las anomalías se señalan, investigan y, o bien se corrigen en el modelo, o bien se explican con un rastro claro de supuestos. Luego se realiza una segunda revisión por parte de otro analista para reducir la variación evitable.
El informe se actualiza anualmente, y se activan actualizaciones intermedias cuando ocurren eventos significativos, como un retraso importante en un proyecto, un cambio de política que afecte la inversión upstream, o una desviación sostenida en las tendencias de producción. Justo antes de la entrega, se realiza una revisión final para que el cliente reciba la visión ajustada más reciente basada en las actualizaciones públicas disponibles y cualquier nuevo contacto necesario.
Tamaño del mercado upstream de petróleo y gas de Omán de Mordor Intelligence en comparación con otras estimaciones publicadas
Las estimaciones publicadas para el sector upstream de Omán a menudo no coinciden, porque el alcance puede variar entre un dimensionamiento centrado en la producción y uno basado en el gasto, y porque las fuentes también difieren en cómo tratan la actividad terrestre frente a la marina y en el año que utilizan como punto de partida. También aparecen diferencias cuando un estudio utiliza supuestos agresivos de puesta en marcha para los proyectos, mientras que otro asume una ejecución más lenta o una declinación más rápida en los campos maduros.
Los principales factores de discrepancia en este mercado suelen provenir de si la cifra se construye en torno a señales de producción upstream (volúmenes de producción de petróleo y gas) o en torno a conjuntos de valor upstream más amplios que pueden incluir perforación, terminación de pozos y otros servicios de campo valorados mediante tarifas diarias e intensidad de servicio. El momento de conversión de divisas y el tratamiento de la inflación también pueden hacer variar los totales en USD, especialmente cuando una estimación utiliza un único punto de conversión y otra utiliza promedios anuales.
Comparación de referencia
| Fuente | Tamaño del mercado | Vacíos en la metodología de investigación |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 0,00 mil millones de USD (2026) | |
| Consultora Regional A | 16,59 mil millones de USD (2026) | Esta cifra se presenta como un conjunto de ingresos upstream, y la descripción del alcance incluye un conjunto más amplio de actividades de exploración, perforación y producción. Como resultado, es probable que el gasto intensivo en servicios se cuente junto con las operaciones upstream en lugar de vincularse estrictamente a los resultados de producción. |
| Informe Sectorial B | 0,00 mil millones de USD (2026) | El resumen público no indica claramente la base de dimensionamiento. Sin un vínculo transparente con las series de producción, los supuestos de declinación y las divisiones entre lo terrestre y lo marino, la cifra puede variar según lo que esté implícitamente incluido y cómo se maneje el año de conversión en USD. |
La tabla muestra que la dispersión se debe principalmente a lo que se cuenta como mercado. En el modelo de Mordor Intelligence, el mercado se expresa a través de la producción upstream por despliegue terrestre y marino, en lugar de agrupar un conjunto de valor de gasto upstream más amplio en un único total en USD. Cuando el alcance y las variables se hacen explícitos, los compradores pueden rastrear la estimación hasta sus impulsores prácticos y repetir la lógica a medida que surgen nuevas actualizaciones de producción y proyectos.
Preguntas Clave Respondidas en el Informe
¿Cuál es el tamaño actual del Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán?
Se proyecta que el Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán registre una CAGR del 5,12% durante el período de pronóstico (2026-2031)
¿Quiénes son los actores clave en el Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán?
BP Plc, Royal Dutch Shell, Oman Oil Marketing Company SAOC, Total SA y Eni SpA son las principales empresas que operan en el Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán.
¿Qué años cubre este Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán?
El informe cubre el tamaño histórico del Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán para los años: 2021, 2022, 2023 y 2024. El informe también pronostica el tamaño del Mercado de Upstream de Petróleo y Gas de Omán para los años: 2026, 2027, 2028, 2029, 2030 y 2031.
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