Taille et part du marché du pétrole et du gaz en Indonésie - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2027 - 2032)

VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ

Aperçu et indicateurs clés de Marché du Pétrole et du Gaz en Indonésie Marché

Période d'étude	2021 - 2032
Période de Données Prévisionnelles	2027 - 2032
Taille du marché de l'année de base (2026)	14.6 Milliards de dollars
Taille du Marché (2027)	15.36 Milliards de dollars
Taille du Marché (2032)	19.56 Milliards de dollars
Taux de croissance (2027 - 2032)	4.95 %
Concentration du Marché	Moyen
Acteurs majeurs* Shell Chevron Pertamina ExxonMobil Medco Energi	*Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier

• Afrique
• Afrique
• Algérie
• Asie du Sud-Est
• Australie
• Brésil
• Canada
• Chine
• Corée du Sud
• Danemark
• Égypte
• Émirats arabes unis
• États-Unis
• Europe
• Gabon
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• Royaume-Uni
• Russie
• Soudan
• Soudan
• Tchad
• Thaïlande
• Turkménistan
• Venezuela
• Vietnam

Tendances et Analyses du Marché

Demande intérieure robuste de la classe moyenne

Les ventes intérieures de carburant en Indonésie ont atteint un pic décennal de 84,1 millions de kilolitres en 2025.^[1] La consommation des ménages offre une deuxième perspective de la demande, avec 89,71 % des ménages indonésiens utilisant le GPL, le gaz de ville ou le biogaz comme combustible de cuisson principal en mars 2025. La Direction générale du pétrole et du gaz a signalé des ventes de GPL de 9,24 millions de tonnes métriques en 2025, en hausse par rapport à 8,9 millions en 2024. Cette augmentation accroît le volume que les actifs d'approvisionnement et de distribution de GPL doivent traiter, en plus d'une base déjà large de consommateurs de gaz combustible pour les ménages. Pour les opérateurs de terminaux et d'embouteillage, la capacité à traiter des volumes supplémentaires de GPL représente donc une opportunité commerciale distincte de l'extension de l'accès au combustible de cuisson à de nouveaux ménages.

Impulsion gouvernementale pour 1 million de bbl/j de pétrole et 12 Gpcd de gaz d'ici 2030

Les objectifs de production nationale créent une raison coordonnée de développer de grands champs et les infrastructures nécessaires pour acheminer leur production. En juillet 2026, SKK Migas a indiqué que l'Indonésie visait 1 million de barils de pétrole et 12 milliards de pieds cubes de gaz par jour d'ici 2030. Le développement du North Hub, combinant Geng North et Gehem au large de l'est de Kalimantan, illustre l'ampleur de cette entreprise. Son plan de juillet 2026 visait 1 milliard de pieds cubes standard de production quotidienne de gaz au quatrième trimestre 2028. Cela crée une ouverture commerciale pour le développement intégré de champs et les connexions nécessaires pour acheminer la production prévue. À 1 milliard de pieds cubes standard par jour, le North Hub fournirait environ un douzième de l'objectif national de 12 milliards de pieds cubes de gaz quotidiens, de sorte que l'objectif national nécessite plusieurs autres développements d'envergure similaire.

Arbitrage des exportations de GNL vers l'Asie du Nord-Est

Les exportations de GNL relient l'offre de gaz indonésienne à une base d'acheteurs importante en Asie du Nord-Est, créant une voie supplémentaire pour monétiser la production. L'Indonésie a exporté 3,8 millions de tonnes métriques de GNL vers le Japon, 3,79 millions de tonnes métriques vers la Chine et 2,27 millions de tonnes métriques vers la Corée du Sud en 2025. La diversité des économies de destination offre une base de ventes plus large que la dépendance à un seul groupe d'acheteurs nationaux. Les mêmes données commerciales de 2025 ont valorisé les expéditions vers le Japon à 2,08 milliards USD, vers la Chine à 1,99 milliard USD et vers la Corée du Sud à 0,94 milliard USD. Les 0,94 milliard USD de la Corée du Sud pour 2,27 millions de tonnes métriques impliquent des recettes par tonne métrique inférieures à celles du Japon et de la Chine, ce qui rend la composition des destinations déterminante pour les revenus tirés d'un volume d'exportation donné.

Incitations au partage brut des PSC attirant les compagnies pétrolières internationales

La flexibilité contractuelle peut rendre l'acreage d'exploration commercialement attractif en complément du potentiel de ses ressources. Dans son rapport de performance 2025, la Direction générale du pétrole et du gaz a indiqué que la révision des conditions de partage brut de production avait accru l'intérêt des contractants à participer aux enchères de zones de travail. Le cadre a réduit les composantes contractuelles supplémentaires de 13 à 5 et a accordé aux contractants conventionnels de pétrole et de gaz une part de 75 % à 95 % avant impôt. Il a également ouvert la possibilité de passer d'un contrat à partage brut à un contrat à récupération des coûts. Ensemble, ces dispositions permettent aux opérateurs potentiels de peser la production conservée par rapport aux autres façons d'allouer les coûts de développement. La compétition pour l'acreage peut donc se jouer sur la manière dont la forme contractuelle s'adapte à l'économie du champ, en plus de la géologie du bloc lui-même.

Développement des énergies renouvelables et adoption des véhicules électriques

L'adoption des véhicules électriques crée un défi de substitution pour les fournisseurs dont les revenus dépendent des déplacements routiers motorisés au pétrole. L'Association des industries automobiles indonésiennes (GAIKINDO) a enregistré 103 931 ventes de véhicules électriques en Indonésie en 2025, contre 43 188 en 2024. Cette augmentation témoigne de l'adoption croissante d'une technologie de propulsion alternative, ce qui modifie l'opportunité de vente de carburant associée aux nouveaux achats de véhicules. Pour les raffineurs et les détaillants de carburant, chaque véhicule électrique supplémentaire est un véhicule dont les besoins énergétiques peuvent être satisfaits par l'électricité plutôt que par l'essence. Avec des ventes de véhicules électriques plus que doublées en un an, l'exposition concerne les capacités planifiées pour la croissance future de l'essence plutôt que les ventes actuelles.

Baisse de la production des bassins vieillissants

La baisse de la productivité des champs rend les dépenses de remplacement nécessaires avant que les opérateurs puissent accroître la production commercialisable. En août 2026, l'ESDM a décrit un déclin naturel extrême au bloc Cepu. Cette situation met la protection de la production en concurrence avec le nouveau développement pour l'allocation des capitaux, car une augmentation des dépenses ne se traduit pas nécessairement par une offre supplémentaire. En septembre 2026, PT Pertamina Hulu Kalimantan Timur, une filiale de PT Pertamina Hulu Indonesia, a signalé la réouverture de l'accès au puits Sepinggan V-7, suivie d'une remise en état et d'une reperforation. La restauration de l'accès au puits laisse donc l'opérateur face à des coûts supplémentaires de remise en état et de reperforation avant de pouvoir déterminer si la zone rouverte contribue à la production commercialisable.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

L'amont représentait une part de 72,3 % de la taille du marché du pétrole et du gaz en Indonésie en 2026 et constitue le segment à la croissance la plus rapide, avec un CAGR prévu de 5,25 % sur la période 2027-2032. La Direction générale du pétrole et du gaz d'Indonésie a signalé que les investissements pétroliers et gaziers en amont ont légèrement augmenté en 2025 par rapport à 2024, témoignant d'un déploiement continu à grande échelle plutôt que d'une forte accélération annuelle des dépenses. Le poids commercial provient du maintien de grands programmes de champs, qui peuvent générer un travail substantiel pour les opérateurs et les contractants même lorsque la variation annuelle des investissements est modeste.

Les activités intermédiaires et aval présentent des rôles opérationnels différents. La fonction de livraison du secteur intermédiaire est illustrée par Pertamina Gas, qui fait partie du sous-holding gazier de Pertamina, et qui a transporté plus de 1,5 milliard de pieds cubes standard de gaz par jour en 2025. Le rôle de traitement du secteur aval est illustré par l'expansion de Balikpapan, inaugurée en janvier 2026 avec une capacité de raffinage portée de 260 000 à 360 000 barils par jour et des produits équivalents Euro V. PT Kilang Pertamina Balikpapan a signalé la mise en service et les tests opérationnels en août 2026. Les volumes de transport du secteur intermédiaire et les tests de raffinerie du secteur aval montrent que chaque étape a son propre calendrier d'exécution.

Le terrestre représentait une part de marché de 57,78 % du marché du pétrole et du gaz en Indonésie en 2026, ce qui en fait le segment le plus important. PT Pertamina Hulu Sanga Sanga (PHSS), une filiale de PT Pertamina Hulu Indonesia, a produit en moyenne 13 200 barils de pétrole par jour sur 7 champs terrestres de Sanga Sanga à Kalimantan Est en 2025. L'opérateur utilise la réactivation de puits, le gas-lift et des méthodes de compression pour optimiser les installations de surface existantes. Son approche Cement Packer accède aux zones marginales au-dessus du packer de production sans recompleter le puits. Ces méthodes créent une opportunité de service autour de la récupération à partir des infrastructures de puits et de surface existantes, en complément des investissements dans de nouveaux actifs productifs.

L'offshore est le segment à la croissance la plus rapide, avec un CAGR prévu de 5,75 % sur la période 2027-2032. Le 18 mars 2026, Eni a pris les décisions finales d'investissement pour Gendalo et Gandang (South Hub) et les champs Geng North et Gehem (North Hub), au large de Kalimantan Est. Cet engagement déplace les exigences commerciales vers l'exécution d'infrastructures de production en eaux profondes, créant une opportunité de contractualisation liée à la mise en service de nouvelles fournitures offshore. L'itinéraire de livraison prévu pour les 2 hubs se connecterait à la fois aux gazoducs domestiques et au GNL de Bontang. L'accès aux deux débouchés rend l'intégration du transport centrale pour la valorisation de l'investissement offshore.

La construction était le segment le plus important, représentant une part de 51,2 % en 2026. Le 7 juillet 2026, PT Saipem Indonesia, une filiale de Saipem, et PT Tripatra Engineers and Constructors ont remporté le contrat de production flottante, de stockage et de déchargement du North Hub de Kutei pour Eni North Ganal. Le contrat couvrait l'ingénierie, l'approvisionnement, la construction et l'installation, avec environ 2 milliards USD attribuables à la part de Saipem. Le périmètre intégré relie la fabrication aux travaux nécessaires pour mettre en service une unité de production offshore, créant une exposition substantielle à la coordination de la livraison. De tels contrats concentrent les interfaces de livraison de l'opérateur dans le consortium de contractants, liant la valeur de construction à l'exécution de l'ingénierie et de l'installation.

La maintenance et l'arrêt technique est le segment à la croissance la plus rapide, avec un CAGR prévu de 5,85 % sur la période 2027-2032. PT Nusantara Regas a achevé son arrêt technique du 14 au 24 mars 2026, dans les installations de réception, de stockage et de regazéification de GNL desservant le Grand Jakarta et Java Ouest.^[2] Les travaux combinaient des inspections, de la maintenance, des remplacements de pièces de rechange et des vérifications techniques pour les installations alimentant les centrales électriques de PLN. Le déclassement couvre une exigence de service différente, comprenant la fermeture de puits, le démantèlement de plateformes, les coûts d'inspection et d'autorisation, ainsi que le nettoyage et la restauration du site. Un fournisseur de services peut donc répondre à la fiabilité opérationnelle et au retrait d'actifs sans dépendre exclusivement des contrats de construction de nouvelles capacités.

Analyse géographique

Les engagements gaziers domestiques et les actifs offshore en exploitation donnent à Sumatra du Sud et à Kalimantan Est des points de départ commerciaux différents. Le 6 février 2025, PT Medco E&P Indonesia a signé un accord de fourniture de gaz avec PT Perusahaan Gas Negara (PGN) pour des usages commerciaux, industriels et électriques à Sumatra du Sud et à Java Ouest. À Kalimantan Est, le puits NB-701 de PT Pertamina Hulu Mahakam à Sisi Nubi a commencé sa production le 23 mars 2026, atteignant jusqu'à 9,8 millions de pieds cubes standard de gaz par jour le 25 mars.^[3] L'accès des acheteurs et la livraison mesurée des puits ancrent donc l'activité commerciale dans ces provinces à différentes étapes de la chaîne d'approvisionnement en gaz.

L'activité à Natuna couvre des champs en production et des acreages avec des programmes de travaux engagés, tandis que Java ajoute une exigence de préparation à la transmission. Medco E&P Natuna Ltd a mis en première production Forel et Terubuk dans le bloc B de la mer de Natuna Sud en 2025. L'ESDM a désigné PT Nations Petroleum comme lauréat de l'appel d'offres Natuna D-Alpha à Natuna Est le 17 septembre 2026, avec des engagements initiaux sur 3 ans comprenant des études géologiques et géophysiques, des travaux sismiques, et des puits d'évaluation et d'exploration. Cisem II en Java Central a marqué la première injection de gaz à Batang le 18 mars 2026, mais BPH Migas a signalé le 18 septembre que des étapes opérationnelles de soutien restaient à accomplir. Les attributions d'acreage créent des obligations d'exploration avant les flux de trésorerie des champs, tandis que la préparation à la transmission détermine quand les ressources gazières peuvent atteindre des acheteurs supplémentaires.

La Papouasie et la mer d'Arafura présentent des stades commerciaux contrastés, avec une base GNL en exploitation et un projet développant ses arrangements avec les acheteurs. BP Berau Ltd exploite Tangguh, une opération de production de gaz et de GNL à 3 trains dans la baie de Bintuni, Papouasie Barat. Pour Abadi dans la mer d'Arafura, INPEX Masela a conclu des accords de base d'enlèvement de GNL avec BP, PLN Energi Primer Indonesia, PGN et Shell Eastern Trading en mai 2026. Un accord de base distinct sur le gaz de pipeline couvrait Pupuk Indonesia, et INPEX Masela poursuit les négociations en vue de contrats de vente définitifs. La conclusion des termes définitifs pour le GNL et le gaz de pipeline transformerait la base d'acheteurs potentiels diversifiée d'Abadi en une base commerciale plus claire pour la réalisation du projet.

Cadre réglementaire et perspectives

La comparaison de certaines juridictions évalue les règles nationales de contractualisation et les règles spatiales de Kalimantan Est du point de vue d'un développeur en amont. La loi nationale confie la gestion du pétrole et du gaz au gouvernement central, tandis que la contractualisation à partage brut place la gestion opérationnelle sous SKK Migas et le capital et le risque sous les contractants. Le plan spatial de Kalimantan Est régit l'éligibilité et les conditions des activités pétrolières et gazières dans les zones minières et énergétiques de la province. La structure contractuelle et la conformité du site créent donc des parties distinctes de l'exposition au développement.

La note Moyenne de l'Indonésie reflète le risque d'investissement supporté par les contractants à partage brut sous la supervision opérationnelle nationale. La protection des contrats à partage brut signés avant le 12 août 2024 jusqu'à leur expiration préserve ces conditions existantes, et le projet de loi sur le pétrole et le gaz approuvé comme initiative de la Chambre des représentants le 18 août 2026 était encore à l'état de proposition le 30 septembre, de sorte que l'absence de changement repose sur le cadre en vigueur. La note Moyenne de Kalimantan Est reflète l'utilisation autorisée du pétrole et du gaz avec des conditions spatiales sur les structures offshore et une interdiction des activités non autorisées. Son cadre de planification 2023-2042 en vigueur soutient l'absence de changement, l'accès au site continuant de dépendre d'une localisation et d'un usage conformes.

Étapes de la chaîne de valeur

La comparaison de la chaîne de valeur suit la production, le transport et le raffinage pour montrer où les opérateurs et les fournisseurs spécialisés génèrent des revenus. Le développement des pipelines sépare la propriété des actifs, la contractualisation et la fourniture d'équipements, créant des rôles commerciaux distincts au sein d'un même système de livraison. Une expédition de tuyaux en août 2025 pour le pipeline de carburant de 96 kilomètres de Cikampek à Plumpang illustre le lien entre la construction et la fabrication. La tâche commerciale consiste à coordonner ces interfaces afin que les équipements et les actifs opérationnels contribuent à une voie d'approvisionnement utilisable.

Kilang Pertamina Internasional s'approvisionne en pétrole brut et en condensat domestiques et utilise les marchés internationaux pour pallier les pénuries d'approvisionnement domestique. Elle utilise une matrice d'acceptation du brut pour évaluer si les matières premières répondent aux exigences techniques et opérationnelles de ses raffineries. Les ventes de produits raffinés dépendent donc de matières premières compatibles ainsi que de la capacité de traitement, liant les revenus en aval aux producteurs et aux fournisseurs d'importation dont le brut et le condensat répondent à ces exigences.

Opportunités clés pour les acteurs du marché

La comparaison des opportunités évalue 3 voies d'entrée en amont avec des délais d'appel d'offres et des obligations d'exploration différents. Le 17 septembre 2026, la Direction générale du pétrole et du gaz a ouvert des appels d'offres directs et réguliers et a invité des propositions pour des acreages disponibles supplémentaires. La participation aux appels d'offres annoncés exige que les entités commerciales intéressées et les établissements permanents s'inscrivent et accèdent aux documents d'appel d'offres officiels. Le choix commercial dépend de si un opérateur dispose d'une évaluation prête, a besoin de temps pour définir des travaux d'exploration, ou cherche à proposer des conditions pour les acreages disponibles.

L'attribution de Sapukala à Eni Indonesia Limited le 17 septembre 2026 démontre une sélection par appel d'offres direct complétée, distincte de l'offre de la Phase II. Les appels d'offres directs de la Phase II pour 7 blocs constituent la voie d'entrée la plus proche dans le temps, avec des documents de participation dus le 2 novembre 2026. Étant donné que l'accès aux documents d'appel d'offres pour les 7 blocs se termine le 31 octobre 2026, les opérateurs sans évaluations complètes d'ici là sont mieux placés dans l'appel d'offres de Leti Selatan, qui court jusqu'au 14 janvier 2027, ou dans la voie de proposition de 6 mois.