Tamaño y participación del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático - Análisis de tendencias de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e información del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático

Creciente demanda regional de gas para energía e industria

Se prevé que el consumo de gas natural en los sectores eléctrico e industrial alcance los 210 mil millones de m³ para 2030, un aumento del 45% sobre los niveles actuales. La empresa estatal PLN de Indonesia planea 20,9 GW de nueva capacidad de generación a gas, y las reformas del mercado de Malasia tratan el gas como el combustible de equilibrio preferido para la integración de la energía solar y eólica. Las expansiones petroquímicas en Tailandia y Singapur elevarán las necesidades de materias primas, asegurando una visibilidad de demanda de varias décadas. Esta demanda estructural de gas sustenta la sanción upstream agresiva de yacimientos de alto contenido de CO₂ que incorporan módulos de captura de carbono. En consecuencia, los operadores aseguran contratos de venta a largo plazo antes del primer gas, reduciendo el riesgo de inversiones multimillonarias y apoyando el mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático.

Descubrimientos de gas en aguas profundas y Decisiones de Inversión Final planificadas

Geng North (2,5 TCF) de Indonesia y Kasawari (3,3 TCF) de Malasia se encuentran entre los hallazgos en aguas profundas más importantes del mundo, ubicados en aguas que superan los 1.500 m de profundidad. La sanción de BP por 7 mil millones de USD para Tangguh Ubadari y el compromiso de Vietnam con el Bloque B ilustran la confianza de los inversores en la producción subsea, el GNL flotante y la integración de la captura de carbono. Los centros de aguas profundas desplazan el mapa de suministro de los activos de plataforma continental en madurez y establecen referentes de ingeniería local para desarrollos de alta presión y alto contenido de CO₂. A medida que las redes nacionales se orientan hacia el gas, estos descubrimientos fomentan una nueva exploración en zonas frontera, reforzando las perspectivas de crecimiento del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático.

Mejora de condiciones fiscales y nuevas rondas de licenciamiento de Contratos de Participación en la Producción

Indonesia ahora permite a los operadores elegir entre PSC de recuperación de costos y de división bruta, reduciendo la participación del Estado entre 5 y 8 puntos porcentuales en campos marginales.^{[1]Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Indonesia, "Reforma Fiscal del PSC," esdm.go.id} Malasia ofrece el Plan de Asignación para Campos Pequeños y el Plan de Activos en Etapa Final que extienden la producción en meseta. La ronda de licitación de 2024 de Filipinas redujo los ciclos de aprobación típicos a 12 meses, mejorando la certeza de inversión. La liberalización fiscal competitiva entre gobiernos está impulsando una carrera regional de licitaciones que canaliza capital hacia oportunidades tanto en campos maduros como en campos en desarrollo. El flujo de operaciones resultante sostiene los compromisos de perforación y refuerza el mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático.

Desinversión de activos de tamaño medio por parte de las IOC que abre oportunidades para las NOC

Las grandes empresas mundiales están reduciendo sus activos maduros en el sudeste asiático para financiar carteras bajas en carbono, vendiendo activos de tamaño medio a NOC regionales e independientes. La adquisición por parte de TotalEnergies de participaciones en SapuraOMV en Malasia y la salida de Chevron de una refinería en Singapur son ejemplos típicos de esta tendencia. Los compradores heredan campos generadores de flujo de caja, más el potencial de redesarrollo para mejorar la economía del proyecto, lo que permite a NOC como PETRONAS y PTTEP ampliar sus operaciones y realizar perforación de relleno. Los incentivos fiscales mejoran aún más la economía del proyecto, permitiendo a NOC como PETRONAS y PTTEP profundizar su exposición nacional y transfronteriza. La rotación de propiedad mantiene activas las plataformas de perforación y preserva las competencias de la fuerza laboral, reforzando la continuidad del mercado.

Rápido declive de los campos petrolíferos maduros en aguas someras

Los activos de plataforma continental instalados en las décadas de 1980 y 1990 enfrentan ahora tasas de declive anual del 8-12% a medida que cae la presión del yacimiento y las instalaciones superan su vida de diseño. Solo Indonesia opera más de 630 plataformas offshore, muchas de las cuales tienen más de 40 años de antigüedad.^{[2]PETRONAS, "Resumen de Obligaciones de Retiro de Activos," petronas.com} Los proyectos de reemplazo frecuentemente no superan los umbrales de capital, lo que lleva a los operadores a abandonarlos prematuramente. Dichos cierres acelerados pesan sobre la producción de líquidos a corto plazo y limitan el potencial alcista del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático.

Escasez global de plataformas de perforación y equipos subsea que extiende los cronogramas de los proyectos

La utilización de plataformas autoelevables en Asia Pacífico alcanzó el 97% en 2025, y los buques de perforación en aguas profundas se aproximan a la plena ocupación.^{[3]Offshore Magazine, "El mercado de plataformas de perforación en Asia-Pacífico se estrecha," offshoremag.com} Malasia requiere 118 embarcaciones de apoyo offshore adicionales anualmente hasta 2027, aunque una quinta parte de la flota actual está inactiva o no cumple con las normativas. La escasez infla las tarifas diarias en porcentajes de dos dígitos, alarga los plazos de los proyectos hasta 12 meses y eleva los precios de equilibrio. Los desarrolladores deben secuenciar cuidadosamente los proyectos para evitar sobrecostos, lo que puede moderar el crecimiento del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático.

*Nuestras previsiones actualizadas tratan los impactos de los impulsores y las restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto revisadas reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

Por ubicación de despliegue: la expansión en aguas profundas refuerza el dominio de las operaciones offshore

Las actividades offshore generaron dos tercios de los ingresos de 2025, y se prevé que el segmento se expanda a una CAGR del 5,98% hasta 2031, a medida que los operadores sancionan centros de gas en aguas ultra profundas. El tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático para operaciones offshore alcanzó los 19,82 mil millones de USD en 2026, reflejando el impulso de las instalaciones de unidades de producción, almacenamiento y descarga flotante (FPSO) de Geng North en Indonesia y Kasawari en Malasia. Los sistemas de producción flotante, la compresión subsea y los módulos de captura de carbono son ahora integrales, permitiendo la comercialización de acumulaciones de alto contenido de CO₂ anteriormente varadas.

El gasto terrestre mantiene una participación menor, pero las inversiones en mantenimiento predictivo y modelado de yacimientos elevan la recuperación de los bloques heredados en Sumatra y los bloques terrestres tailandeses. La optimización habilitada por inteligencia artificial redujo el tiempo de inactividad entre un 15 y un 20% en los activos de Shell en Malasia, ayudando a compensar los declives naturales. A medida que continúa la expansión en aguas profundas, los cuellos de botella en plataformas de perforación y embarcaciones dictarán la secuenciación de los proyectos y preservarán la prima que disfrutan los contratistas offshore dentro del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático.

Por tipo de recurso: el ascenso del gas acelera la transición energética

El gas natural registró la CAGR más rápida del 8,08% y se espera que supere la mitad de los volúmenes de hidrocarburos incrementales para 2031. Los mandatos de descarbonización de las empresas de servicios públicos y las expansiones petroquímicas elevan la demanda de carga base, mientras que la dependencia de las importaciones de GNL impulsa a los gobiernos a monetizar el gas doméstico. Se espera que el componente de gas natural del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático aumente desde 13,75 mil millones de USD en 2026 hasta 20,29 mil millones de USD en 2031.

El petróleo crudo sigue siendo importante, con una participación del 54,20% en 2025, pero el crecimiento incremental se centra en yacimientos ricos en gas con capacidad de captura de carbono. La Fase 1 de Kasawari de PETRONAS integra 3,3 millones de toneladas por año de capacidad de captura de carbono, convirtiendo el gas ácido en un proyecto bancable. Los sólidos precios regionales del gas y el apoyo de las políticas sostienen la tesis de inversión, incluso cuando la producción de líquidos declina gradualmente.

Por tipo de pozo: los métodos no convencionales revitalizan las cuencas maduras

La perforación convencional aún representa el 84,12% de los ingresos; sin embargo, se proyecta que los pozos no convencionales crezcan a una CAGR del 7,41% hasta 2031, ya que la perforación horizontal, la estimulación multietapa y los gemelos digitales desbloquean recursos anteriormente inaccesibles. Los flujos de trabajo basados en inteligencia artificial redujeron el tiempo no productivo entre un 15 y un 20% en los pozos piloto, mejorando la eficiencia de capital para prospectos marginales.

La participación del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático para las operaciones no convencionales sigue siendo modesta hoy en día; sin embargo, los agresivos programas piloto en Sumatra, Indonesia, y los campos de la Península de Malasia indican una adopción creciente. Las curvas de costos disminuyen a medida que se acumulan los efectos del aprendizaje, lo que permite a los operadores redesarrollar rentablemente los campos maduros sin requerir grandes mejoras en la infraestructura de superficie.

Por servicio: el desmantelamiento se dispara ante la madurez de la infraestructura

Los servicios de desarrollo y producción representaron el 68,35% de los ingresos en 2025, reflejando el trabajo continuo en campos maduros y nuevos. Sin embargo, se pronostica que el desmantelamiento alcanzará una CAGR del 7,78%, a medida que 200 campos y 1.500 plataformas se aproximan al final de su vida operativa. Este nicho podría alcanzar los 5,28 mil millones de USD dentro del mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático para 2031. PETRONAS ha destinado 2 mil millones de USD a lo largo de diez años para el retiro de 300 plataformas, el 40% de las cuales ha superado su vida de diseño de 30 años.

Las empresas de ingeniería están pivotando hacia soluciones de taponamiento de pozos, remoción de estructuras y arrecifes artificiales, complementando los ingresos perdidos por las desinversiones de las IOC. Los servicios de exploración mantienen una participación estable aunque menor, ya que las reformas de licenciamiento mantienen las áreas de exploración en zonas frontera en el radar, particularmente en bloques de aguas profundas de Brunéi y Myanmar una vez que se restablezca la estabilidad política.

Análisis geográfico

Indonesia representó el 35,12% de los ingresos de 2025, ya que las opciones duales de PSC redujeron la participación del gobierno y desbloquearon Decisiones de Inversión Final, como el proyecto Tangguh Ubadari de BP por 7 mil millones de USD. Las más de 630 plataformas del país proporcionan un flujo constante de contratos de reacondicionamiento y desmantelamiento, mientras que los nuevos centros de gas en aguas profundas extienden las perspectivas de producción más allá de 2035. La agilidad fiscal y la mejora en los procesos de obtención de permisos permiten a Indonesia mantener su liderazgo en el mercado de upstream de petróleo y gas en el sudeste asiático.

Filipinas es la jurisdicción de más rápido crecimiento con una CAGR del 6,05% hasta 2031. El éxito de la Fase 4 de Malampaya, junto con ocho nuevas Áreas Predeterminadas ofrecidas en 2024, redujo el ciclo promedio de licenciamiento a 12 meses. La estabilidad política y los sencillos términos de división bruta atraen nuevo capital tanto para gas en aguas someras como para prospectos en zonas frontera de Palawan, permitiendo a Manila desplazar los volúmenes de GNL importado.

Malasia se mantiene como un actor fundamental gracias al papel integrado de PETRONAS y los paquetes fiscales a medida para yacimientos en aguas profundas, campos pequeños y de alta presión. Los PSC especializados del país protegen el punto de equilibrio por debajo de 50 USD/bbl, fomentando la perforación de relleno en activos en etapa final incluso cuando el desmantelamiento se acelera. Tailandia y Vietnam generan un flujo de caja estable, pero enfrentan riesgos de retrasos derivados de las revisiones medioambientales y las disputas territoriales en el Mar de China Meridional. Singapur actúa como centro logístico y financiero, mientras que el potencial de recursos de Myanmar sigue siendo contingente a la normalización política.