Tamaño y Participación del Mercado de Petróleo y Gas del Sudeste Asiático
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Período de Datos Pronosticados | 2026 - 2031 |
| Tamaño del mercado en el año base (2025) | 38.97 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2026) | 41.08 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2031) | 53.44 Mil millones de dólares |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 5.40% 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 Petróleo y Gas del Sudeste Asiático por Mordor Intelligence
El tamaño del Mercado de Petróleo y Gas del Sudeste Asiático fue valorado en USD 38.97 mil millones en 2025 y se estima que crecerá desde USD 41.08 mil millones en 2026 hasta alcanzar USD 53.44 mil millones en 2031, a una CAGR del 5,40% durante el período de pronóstico (2026-2031).
El sólido respaldo gubernamental al desarrollo de recursos domésticos, el incremento acelerado del gasto de capital tras la pandemia y la rápida aprobación de proyectos en aguas profundas sustentan esta expansión. La elevada inversión en infraestructura de GNL, particularmente en unidades flotantes de almacenamiento y regasificación, está ampliando las opciones de suministro regional al tiempo que facilita la transición del carbón al gas en la generación eléctrica. Las iniciativas de captura y almacenamiento de carbono (CAC) están desbloqueando yacimientos con alto contenido de CO₂, y la digitalización está reduciendo los costos de equilibrio en activos maduros, prolongando conjuntamente los ciclos de vida de los campos. La intensidad competitiva se mantiene moderada porque las compañías petroleras nacionales (NOC, por sus siglas en inglés) protegen la tenencia de acreaje en aguas arriba, aunque los socios internacionales encuentran oportunidades a través de empresas conjuntas que aportan tecnologías avanzadas de subsuelo marino, perforación y CAC.
Conclusiones Clave del Informe
- Por sector, el sector de aguas arriba representó una participación en los ingresos del 72,15% en 2025 y se prevé que registre una CAGR del 5,67% hasta 2031.
- Por ubicación, las operaciones costa afuera representaron el 60,25% de la actividad en 2025, mientras que los proyectos terrestres quedaron rezagados pero aun así registraron una sólida CAGR del 3,98% hasta 2031.
- Por servicio, la construcción captó una participación del 55,75% del gasto del sector en 2025; se espera que los servicios de desmantelamiento se expandan a la tasa más rápida, con una CAGR del 7,74% hasta 2031.
- Por geografía, Indonesia lideró con una participación de mercado del 35,22% en 2025; se espera que Filipinas registre la CAGR más alta del 6,08% entre 2026 y 2031.
- PETRONAS, PT Pertamina Persero y PTT en conjunto mantuvieron una participación del 41% de la producción regional aguas arriba en 2024, lo que subraya el dominio de las NOC en el mercado de petróleo y gas del Sudeste Asiático.
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 del Sudeste Asiático
Análisis del Impacto de los Impulsores*
| Impulsor | (~) % de Impacto en el Pronóstico de CAGR | Relevancia Geográfica | Horizonte Temporal del Impacto |
|---|---|---|---|
| Repunte de la inversión postpandémica en cadenas de suministro de aguas arriba y GNL | +1.20% | Indonesia, Malasia, Tailandia mercados principales | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Impulso de seguridad energética hacia la producción y el almacenamiento doméstico | +0.80% | Filipinas, Vietnam, Myanmar regiones prioritarias | Mediano plazo (2-4 años) |
| Rápida construcción de terminales de importación de GNL y capacidad de regasificación | +0.90% | Singapur como centro, expansión en Filipinas y Tailandia | Mediano plazo (2-4 años) |
| Despliegue de CAC para desbloquear yacimientos de gas con alto contenido de CO₂ | +1.10% | Campos costa afuera de Indonesia y Malasia | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Proyectos piloto de mezcla de biocombustibles e hidrógeno en redes de gas existentes | +0.70% | Marcos regulatorios de Singapur y Malasia | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Digitalización que permite la comercialización de campos marginales | +0.60% | Regional, liderada por iniciativas de PETRONAS y PTT | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
El repunte de la inversión postpandémica acelera la recuperación aguas arriba
El gasto de capital en proyectos aguas arriba del Sudeste Asiático aumentó un 34% en 2024 hasta USD 28.500 millones, ya que los operadores reinstauraron los programas de exploración y desarrollo demorados. PETRONAS destinó USD 8.200 millones a trabajos costa afuera en Malasia, y PT Pertamina asignó USD 4.700 millones para expansiones en Indonesia, lo que señala la confianza restaurada en el crecimiento de la demanda. Aproximadamente el 40% de ese monto se destina a cadenas de suministro de GNL específicas, beneficiando principalmente al GNL flotante de Malasia y a la licuefacción terrestre de Indonesia. Los rápidos desembolsos eliminan una acumulación de proyectos pendientes desde los aplazamientos de 2020-2022 y posicionan a la región como un proveedor oscilante de GNL para el resto de Asia. Los análisis de yacimientos en tiempo real y las conexiones secundarias submarinas están reduciendo los períodos de recuperación de la inversión, lo que estimula aún más los compromisos aguas arriba.
Los imperativos de seguridad energética impulsan el desarrollo de recursos domésticos
Los gobiernos intensifican sus esfuerzos para reducir la dependencia de las importaciones. Filipinas inició un programa de reserva estratégica de petróleo en 2024, que proporciona cobertura de 30 días, mientras que Vietnam aumentó su capacidad de almacenamiento de gas en un 25%. PTT de Tailandia incrementó el gasto en exploración un 45% en el Golfo de Tailandia para compensar el declive de los campos maduros, y Myanmar adjudicó 12 nuevos bloques a pesar de los riesgos políticos. Las condiciones fiscales revisadas -techos más altos de recuperación de costos y depreciación acelerada- han mejorado la economía de los proyectos, atrayendo tanto capital local como extranjero. Estas acciones se alinean con los objetivos más amplios de la ASEAN de resiliencia del suministro ante los volátiles mercados globales.
La construcción de terminales de GNL transforma la infraestructura de gas regional
La capacidad de regasificación se expandió en 18 MTPA en 2024, liderada por la instalación de Bataan en Filipinas y la expansión de Map Ta Phut en Tailandia. La Isla Jurong de Singapur procesó 14,2 MTPA, consolidando su papel como centro comercial del Sudeste Asiático. La nueva capacidad de importación está contratada en un 85% bajo acuerdos a largo plazo con QatarEnergy y proveedores estadounidenses, lo que reduce el riesgo de utilización. Las unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU) suministran el 60% de la nueva capacidad, ofreciendo un despliegue rápido y costos más bajos en comparación con las terminales terrestres. El mayor acceso al gas facilita la transición del carbón al gas, permitiendo cumplir los objetivos de emisiones sin comprometer la confiabilidad de la red eléctrica.
Los proyectos piloto de integración de biocombustibles transforman la utilización de las redes de gas
Singapur ha aprobado mezclas de hidrógeno de hasta el 20% en las redes de gas existentes, con el objetivo de un despliegue comercial en 2026.(1)Autoridad del Mercado Energético de Malasia, "Hydrogen Blending Pilot Approval 2024", ema.gov.sgPetronas Gas está realizando ensayos de inyección de biogás en las líneas de la Península de Malasia, demostrando compatibilidad sin modificaciones importantes de infraestructura. La mezcla aprovecha los costos hundidos de las tuberías mientras crea demanda de moléculas renovables, convirtiendo las redes en habilitadores de bajas emisiones de carbono. Los operadores obtienen tarifas premium por el contenido bajo en carbono y difieren el retiro a gran escala de tuberías, alineando los rendimientos para los accionistas con los objetivos de transición energética.
Análisis del Impacto de las Restricciones*
| Restricción | (~) % de Impacto en el Pronóstico de CAGR | Relevancia Geográfica | Horizonte Temporal del Impacto |
|---|---|---|---|
| Declive de campos heredados y brecha en el reemplazo de reservas | -0.80% | Cuencas maduras de Indonesia y Malasia | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Incertidumbre regulatoria y fiscal entre los miembros de la ASEAN | -0.70% | Regional, variable según jurisdicción | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuga de capital impulsada por criterios ESG desde activos fósiles | -0.60% | Regional, afecta a las grandes compañías internacionales | Mediano plazo (2-4 años) |
| Disputas marítimas en el Mar de China Meridional que retrasan la perforación | -0.50% | Áreas en disputa de Vietnam, Filipinas y Malasia | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
El declive de los campos heredados supera los esfuerzos de reemplazo de reservas
Las cuencas indonesias registraron un agotamiento anual del 8-12% en 2024, superando la norma global del 5-7%.(2)Ministerio indonesio de Energía y Recursos Minerales, "Field Decline Statistics 2024", esdm.go.idLos activos costa afuera envejecidos de Malasia requieren USD 2.300 millones de mantenimiento para 2026 a fin de sostener la producción en meseta, lo que presiona el flujo de caja de los operadores. La razón de reemplazo de reservas regional cayó a 0,7 veces, lo que subraya el número insuficiente de descubrimientos. La perforación de relleno y la recuperación mejorada brindan solo un alivio táctico. Los operadores enfrentan costos de extracción más elevados y mayores pasivos por abandono, lo que intensifica la disciplina de capital y puede retrasar la exploración de frontera.
La fragmentación regulatoria genera incertidumbre en la inversión
Las frecuentes revisiones de las condiciones fiscales y el endurecimiento de las normas de contenido local complican la modelización económica. La revisión del mecanismo de recuperación de costos de Indonesia en 2024 redujo los márgenes de los contratistas en un 8-12%, mientras que Malasia incrementó el contenido local obligatorio al 70% para ciertos ámbitos costa afuera, lo que elevó los costos de aprovisionamiento. Los ciclos de aprobación en Tailandia se prolongaron hasta dos años. Estas variaciones obligan a los inversores a exigir mayores rendimientos, lo que puede llevar a postergar proyectos marginales. La armonización de la ASEAN sigue siendo aspiracional porque los estados miembros se muestran reticentes a ceder la soberanía sobre sus recursos.
*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 aguas arriba refleja la dotación de recursos
Las actividades aguas arriba generaron el 72,15% de los ingresos de 2025, y se proyecta que el segmento crezca a una tasa del 5,67% hasta 2031, manteniendo su mayor participación en el mercado de petróleo y gas del Sudeste Asiático. Proyectos de gran envergadura como el GNL Abadi de Indonesia y el desarrollo del gas Kasawari de Malasia sustentan el gasto, mientras que las redes intermedias se expanden en paralelo para evacuar los nuevos volúmenes. El crecimiento de la capacidad aguas abajo queda rezagado porque las normas de emisiones más estrictas limitan la construcción de nuevas refinerías.
Los modelos digitales de yacimientos y el procesamiento submarino avanzado están elevando los factores de recuperación, reforzando el liderazgo aguas arriba. Los gobiernos favorecen la producción doméstica para mejorar la seguridad energética, y los nuevos incentivos fiscales tienden a dirigir el capital hacia la exploración en lugar de las mejoras de refinación. Los proyectos piloto de recuperación mejorada de petróleo y recursos no convencionales mantendrán al segmento aguas arriba a la vanguardia de la industria de petróleo y gas del Sudeste Asiático.
Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles previa compra del informe
Por Ubicación: Las operaciones costa afuera impulsan la innovación técnica
Los proyectos costa afuera representaron el 60,25% del gasto total de 2025 y se espera que crezcan a una CAGR del 6,17% hasta 2031, a medida que los operadores amplían sus operaciones hacia las cuencas regionales. Los récords de profundidad de agua se rompen continuamente en las áreas de Sabah y Sarawak en Malasia, validando la viabilidad comercial más allá de los 1.000 metros. Los activos terrestres siguen siendo importantes para el procesamiento y almacenamiento de gas, pero carecen de un impulso de crecimiento comparable.
Los sistemas de producción flotante representan el 45% de la nueva capacidad, ofreciendo flexibilidad de costos y una huella ambiental reducida. Los organismos reguladores de la ASEAN están alineando gradualmente los códigos de seguridad y medio ambiente costa afuera, facilitando la colaboración transfronteriza. La madurez de las cadenas de suministro en aguas poco profundas acorta las curvas de aprendizaje para el desarrollo en aguas profundas, sosteniendo el dominio costa afuera en el mercado de petróleo y gas del Sudeste Asiático.
Por Servicio: La construcción lidera mientras el desmantelamiento se acelera
Los servicios de construcción representaron el 55,75% de los ingresos en 2025, a medida que proliferaron las terminales de GNL y las plataformas costa afuera. El desmantelamiento, aunque de menor tamaño, se proyecta que avance a una tasa del 7,74% anual hasta 2031, reflejando los estrictos plazos de remoción de instalaciones al final de su vida útil en Malasia e Indonesia. El mantenimiento y las paradas técnicas mantienen una demanda constante al preservar el tiempo de actividad en campos envejecidos.
TechnipFMC obtuvo USD 1.200 millones en adjudicaciones en el Sudeste Asiático en 2024, que abarcaron umbilicales submarinos y módulos de GNL. Los mandatos de contenido local fomentan consorcios que agrupan a grandes compañías de servicios globales con fabricantes domésticos, permitiendo la transferencia de capacidades. A medida que aumenten los volúmenes de desmantelamiento, se espera que florezcan los servicios especializados de elevación pesada y taponamiento de pozos, diversificando los ingresos más allá de la construcción de nuevos proyectos en la industria de petróleo y gas del Sudeste Asiático.
Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles previa compra del informe
Análisis Geográfico
Indonesia mantiene el liderazgo de mercado con una participación del 35,22% en 2025, gracias a sus extensas reservas costa afuera, instalaciones terrestres maduras y el programa aguas arriba de USD 4.700 millones de PT Pertamina Persero, que apunta a un incremento de 180.000 BOPD para 2026. El proyecto GNL Abadi, que aguarda una decisión final de inversión, añadirá capacidad estratégica de exportación una vez aprobado. Malasia se mantiene como un sólido segundo lugar a través de la cadena de valor integrada de PETRONAS; el campo Kasawari entregó su primer gas en 2024 a 1,2 BCFD, reforzando la seguridad del suministro doméstico. Tailandia equilibra la producción heredada en declive con la exploración no convencional y una expansión de regasificación de 11 MTPA en Map Ta Phut que ancla la flexibilidad de importación.
Se espera que Filipinas logre la tasa de crecimiento más alta del 6,08% hasta 2031, a medida que la Fase 2 de Malampaya se expande y múltiples terminales de GNL entran en operación para desplazar al carbón en la generación eléctrica. Los desarrollos de Nam Con Son en Vietnam y la demanda industrial impulsan su trayectoria, respaldados por el plan de crecimiento de producción del 15% de PetroVietnam. El centro de Jurong en Singapur mantiene la liquidez del suministro regional proporcionando almacenamiento, mezcla y facilitando el descubrimiento de precios. La producción de Myanmar sigue siendo modesta debido a la incertidumbre política; sin embargo, el éxito de la perforación del campo Shwe demuestra el continuo compromiso internacional.
Los proyectos transfronterizos estrechan los mercados. El Gasoducto de Gas Trans-ASEAN facilita los intercambios volumétricos, permitiendo que los países con superávits estacionales apoyen a sus vecinos. Los organismos reguladores están elaborando normas unificadas de HSE y medición para reducir la fricción de las transacciones. La geografía ejerce así una doble influencia, otorgando ventajas de escala a los productores establecidos mientras abre oportunidades de crecimiento especializadas para las economías dependientes de las importaciones dentro del cálculo del tamaño del mercado de petróleo y gas del Sudeste Asiático.
Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles previa compra del informe
Panorama Competitivo
Los campeones nacionales PETRONAS, PT Pertamina Persero y PTT dominan la tenencia de acreaje aguas arriba gracias a los mandatos estatales y el acceso preferencial, suministrando conjuntamente aproximadamente el 41% de la producción regional de 2024. Las compañías petroleras internacionales, como Shell, ExxonMobil y TotalEnergies SE, persiguen proyectos en aguas profundas o tecnológicamente complejos donde su experiencia en ingeniería justifica las tarifas de participación. Las políticas soberanas de recursos limitan la propiedad extranjera mayoritaria, canalizando la colaboración hacia empresas conjuntas que comparten el riesgo y transfieren conocimientos.
La transformación digital amplifica las brechas competitivas. La plataforma de optimización de yacimientos mediante inteligencia artificial de PETRONAS aumentó la productividad media de los pozos en un 12% en más de 200 pozos, y el mantenimiento predictivo de PTT redujo el tiempo de inactividad no planificado en un 18%. Las grandes compañías de servicios TechnipFMC, Saipem SpA y Samsung Engineering Co. Ltd. ganan grandes paquetes de EPC combinando sus credenciales en el subsuelo marino con un sólido cumplimiento del contenido local. La competencia en espacios inexplorados crece en los campos de despliegue de CAC, desmantelamiento e integración de gas renovable, donde la competencia técnica de ser el primero en actuar puede asegurar ingresos por servicios a largo plazo.
Los mercados de capitales también moldean la rivalidad. Los inversores occidentales alineados con criterios ESG se retiran, mientras que los fondos de Oriente Medio y Asia adquieren activos desinvertidos, negociando a menudo condiciones fiscales favorables de los gobiernos anfitriones que desean mantener la producción. Como resultado, las estructuras de costos regionales se estabilizan, asegurando un nivel moderado de concentración en el mercado de petróleo y gas del Sudeste Asiático.
Líderes de la Industria de Petróleo y Gas del Sudeste Asiático
TechnipFMC
Saipem SpA
PT. JGC Indonesia
Bechtel Corporation
Fluor Corporation
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Desarrollos Recientes de la Industria
- Diciembre de 2024: PETRONAS anunció una decisión final de inversión para el desarrollo de Kasawari Norte frente a las costas de Sarawak, comprometiendo USD 3.200 millones para ampliar la capacidad de producción en 800 MMSCFD.
- Noviembre de 2024: PT Pertamina Persero completó la adquisición de los activos indonesios de ConocoPhillips por USD 1.300 millones, añadiendo una capacidad de producción de 45.000 BOPD y fortaleciendo el control de recursos domésticos.
- Octubre de 2024: Shell y PTT firmaron un acuerdo de empresa conjunta para el desarrollo Bongkot Sur de Tailandia, invirtiendo USD 2.100 millones en infraestructura en aguas profundas y sistemas submarinos.
- Septiembre de 2024: TotalEnergies SE aprobó el proyecto Papua GNL en Indonesia con una inversión de USD 6.000 millones, apuntando a una capacidad de producción de 9,5 MTPA para 2028.
Alcance del Informe del Mercado de Petróleo y Gas del Sudeste Asiático
El petróleo y el gas natural son industrias importantes en el mercado de la energía e impactan significativamente en la economía global. Los procesos y sistemas de producción y distribución de petróleo y gas son extremadamente complejos, intensivos en capital y requieren tecnología de vanguardia. La industria se divide frecuentemente en tres segmentos: aguas arriba (investigación y producción de petróleo y gas), intermedio (transporte y almacenamiento) y aguas abajo (refinación y comercialización).
El mercado de petróleo y gas del Sudeste Asiático está segmentado por sector y geografía. Por sector, el mercado se segmenta en aguas arriba, intermedio y aguas abajo. El informe también cubre el tamaño del mercado y los pronósticos en los principales países. Para cada segmento, el dimensionamiento y los pronósticos del mercado se han realizado en función de los ingresos (miles de millones de USD).
| Aguas Arriba |
| Intermedio |
| Aguas Abajo |
| Terrestre |
| Costa Afuera |
| Construcción |
| Mantenimiento y Paradas Técnicas |
| Desmantelamiento |
| Indonesia |
| Malasia |
| Tailandia |
| Vietnam |
| Filipinas |
| Singapur |
| Myanmar |
| Resto del Sudeste Asiático |
| Por Sector | Aguas Arriba |
| Intermedio | |
| Aguas Abajo | |
| Por Ubicación | Terrestre |
| Costa Afuera | |
| Por Servicio | Construcción |
| Mantenimiento y Paradas Técnicas | |
| Desmantelamiento | |
| Por Geografía | Indonesia |
| Malasia | |
| Tailandia | |
| Vietnam | |
| Filipinas | |
| Singapur | |
| Myanmar | |
| Resto del Sudeste Asiático |
Preguntas Clave Respondidas en el Informe
¿Qué tamaño tiene el mercado de petróleo y gas del Sudeste Asiático?
El tamaño del mercado de petróleo y gas del Sudeste Asiático está valorado en aproximadamente USD 41.080 millones en 2026 y está en camino de superar los USD 53.440 millones para 2031, con un crecimiento anual del 5,40%.
¿Qué segmento muestra el crecimiento más rápido hasta 2031?
Se proyecta que los servicios de desmantelamiento avancen a una CAGR del 7,74% a medida que los organismos reguladores hacen cumplir los plazos de remoción de plataformas en Malasia e Indonesia.
¿Por qué se considera a Filipinas la geografía de más rápido crecimiento?
Las nuevas terminales de importación de GNL y la expansión del campo Malampaya llevan a Filipinas a una CAGR del 6,08%, superando a otros miembros de la ASEAN.
¿Cómo influyen los proyectos de CAC en el suministro regional?
La CAC comercial en campos como Kasawari captura CO₂ y permite el desarrollo de yacimientos con alto contenido de CO₂, desbloqueando reservas que anteriormente no eran económicamente viables con el procesamiento convencional.
¿Qué papel desempeña la digitalización en la economía de los campos?
La optimización de yacimientos mediante inteligencia artificial y el mantenimiento predictivo aumentan la producción hasta un 15% y reducen los costos de desarrollo en aproximadamente un 25%, mejorando la viabilidad de los campos marginales.
¿Qué empresas dominan la producción regional?
PETRONAS, PT Pertamina Persero y PTT juntos suministran aproximadamente el 41% de la producción del Sudeste Asiático, lo que subraya un fuerte pero no monopólico control de las NOC.
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