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

VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ

Aperçu et indicateurs clés de Marché du pétrole et du gaz en Malaisie Marché

Période d'étude	2020 - 2032
Période de Données Prévisionnelles	2027 - 2032
Taille du marché de l'année de base (2026)	9.66 Milliards de dollars
Taille du Marché (2027)	10.18 Milliards de dollars
Taille du Marché (2032)	13.10 Milliards de dollars
Taux de croissance (2027 - 2032)	5.18 %
Concentration du Marché	Moyen
Acteurs majeurs* Shell plc Exxon Mobil Corp. Vantris Energy Bhd Hibiscus Petroleum Bhd Petroliam Nasional Berhad (Petronas)	*Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier

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Tendances et Analyses du Marché

Demande croissante de produits pétroliers raffinés

Le volume des ventes de PETRONAS Dagangan Berhad a augmenté de 2 % pour atteindre un record de 17,1 milliards de litres en 2025. Une demande commerciale plus soutenue, notamment en carburéacteur Jet A-1, a contribué à cette hausse, tandis qu'une performance plus faible du diesel au détail l'a partiellement compensée. La société a également enregistré une hausse de 20 % du volume de carburéacteur à l'aéroport international de Kuala Lumpur, à Bayan Lepas et à Kota Kinabalu en 2025 par rapport à 2024. Son empreinte malaisienne comprenait 13 terminaux d'aviation en 2025. La Division Approvisionnement et Distribution de PETRONAS Dagangan a géré les opérations de terminal, la gestion des actifs et la livraison des produits, soutenant ainsi le secteur pétrolier et gazier malaisien. La hausse de la demande se concentre donc sur la manutention et la livraison de carburéacteur dans les 3 aéroports, tandis que la faiblesse du diesel au détail limite l'élan provenant des ventes en station-service.

Réserves en eaux profondes inexploitées (Sarawak et Sabah)

Les ressources en eaux profondes non découvertes créent une opportunité de services dans le secteur pétrolier et gazier malaisien qui commence avant même qu'un actif productif n'existe. PETRONAS Malaysia Petroleum Management identifie Sabah, suivi de Sarawak, comme détenant le plus grand potentiel de ressources en eaux profondes encore à découvrir en Malaisie. Au premier semestre 2025, PETRONAS a annoncé la découverte Megah-1 dans le bloc en eaux profondes 3K au large de Sabah parmi les découvertes malaisiennes qui, selon elle, ont élargi la base de ressources du pays. Pour les fournisseurs de services offshore, le succès de l'exploration crée des travaux potentiels d'évaluation et d'ingénierie avant que des engagements d'installation plus importants ne deviennent réalisables. L'obstacle commercial consiste à réduire suffisamment l'incertitude souterraine pour qu'un opérateur envisage le développement, ce qui confère aux travaux techniques précoces un profil de risque différent de celui de la construction.

Révisions des contrats de partage de production et conditions fiscales incitatives

Le 9 février 2026, PETRONAS a attribué à Bridge Petroleum Limited le contrat de partage de production (PSC) du groupe Permata au large de Sabah dans le cadre des conditions des actifs de petits champs, marquant son entrée en Malaisie en tant qu'opérateur unique.^[1] PETRONAS avait attribué à DIALOG Resources Sdn. Bhd. le PSC du groupe Mutiara dans la même catégorie d'actifs en juin 2025 pour un développement sur la côte est de Sabah. Ces attributions démontrent une voie contractuelle pour des opportunités de champs plus petits distincts et des contreparties au sein du pipeline d'investissement amont du secteur pétrolier et gazier malaisien. Pour les fournisseurs d'ingénierie et de construction, un PSC attribué identifie un client de projet responsable et un périmètre d'actif défini autour duquel de futurs travaux peuvent se former. Les deux attributions concernent Sabah, de sorte que tout travail de contractant en résultant se concentrerait sur ses zones offshore et côte est, avec Bridge Petroleum comme unique contrepartie opérationnelle de Permata.

Demande asiatique de GNL soutenant les exportations malaisiennes

Les acheteurs asiatiques confèrent à l'infrastructure malaisienne de gaz naturel liquéfié (GNL) une base de clients substantielle orientée vers l'exportation. La Chine, le Japon et la République de Corée représentaient respectivement 34,5 %, 26,2 % et 24,4 % de la valeur des exportations malaisiennes de GNL au deuxième trimestre 2026.^[2] L'Asie a importé 273 millions de tonnes métriques de GNL en 2025, en baisse de 2,9 % par rapport à 2024. La répartition des destinations relie les actifs d'exportation malaisiens aux principaux acheteurs, même au sein d'une base d'importation régionale qui s'est contractée. Pour les opérateurs de traitement du gaz et de terminaux, la maintenance qui protège la capacité de livraison peut donc avoir une valeur commerciale tout au long d'un cycle de demande inégal. Ces relations d'exportation restent importantes pour le secteur pétrolier et gazier malaisien, car les travaux de disponibilité peuvent tirer leur justification commerciale d'une dépendance aux exportations établie, tandis que les nouvelles capacités font face à l'obstacle supplémentaire de sécuriser une demande incrémentale.

Forte volatilité des prix du pétrole brut

En 2025, PETRONAS a identifié des prix du pétrole volatils et limités dans une fourchette ainsi que le risque de suroffre comme des pressions sur les marges et les investissements du Groupe.^[3] Pour les contractants amont malaisiens, l'incertitude des économies de projet peut affaiblir la conversion des travaux prospectifs en contrats sanctionnés. La construction liée à un nouveau développement est particulièrement exposée car son dossier commercial dépend des revenus futurs de production. Cela fait de la volonté d'un opérateur à engager des capitaux une contrainte distincte de la disponibilité technique des réserves. PETRONAS a décrit la couverture et les dérivés approuvés, notamment les contrats à terme et les contrats d'échange, comme des mesures du Groupe pour protéger la valeur et les marges contre les mouvements de prix défavorables en 2025. Une telle protection ne supprime pas l'exposition d'un contractant aux décisions d'investissement retardées et à l'écart qui en résulte entre la préparation des appels d'offres et les revenus.

Déplacement mondial des investissements vers la transition énergétique

La transition énergétique peut contraindre le développement des champs pétroliers malaisiens avant que les opérateurs n'attribuent des travaux de construction. À compter du 1er janvier 2025, la politique du Groupe CIMB interdit tout nouveau financement dédié aux nouveaux projets pétroliers approuvés pour développement après le 31 décembre 2021, y compris les extensions. La restriction rend la date d'approbation d'un projet et sa structure de financement déterminantes pour son accès via ce prêteur. Pour les promoteurs de développement éligibles, la dépendance à une voie de financement comportant cette exclusion peut nécessiter un arrangement de capital alternatif avant que la construction ne se poursuive. Le pipeline de projets techniquement adressables d'un fournisseur peut donc dépasser les travaux de construction que les acheteurs peuvent financer par ce canal.

*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 75 % de la taille du marché du pétrole et du gaz en Malaisie en 2026 et constitue le segment le plus important et à la croissance la plus rapide, avec un CAGR prévu de 5,38 % entre 2027 et 2032. La production malaisienne de gaz naturel a augmenté de 19,1 % d'une année sur l'autre pour atteindre 763,5 milliards de pieds cubes au deuxième trimestre 2026. EnQuest Petroleum Production Malaysia Ltd a attribué à Setegap Ventures Petroleum Sdn Bhd, filiale d'Uzma, un contrat d'intervention sur puits et de gestion de projet d'une durée allant du 19 février 2026 au 18 février 2028. Le primètre de son programme 2026/2027 combinait la fourniture et la maintenance d'outils spécialisés, d'équipements, d'accessoires et de pièces de rechange avec la gestion de projet intégrée et l'expertise technique. Ce périmètre groupé offre aux prestataires de services une voie pour tirer des revenus de la coordination d'une intervention ainsi que de la fourniture de ses équipements.

L'expansion projetée de l'amont expose les fournisseurs au développement des ressources et au maintien de la durée de vie productive des champs existants. L'intermédiaire relie l'approvisionnement en gaz aux utilisateurs d'énergie, industriels et commerciaux via des infrastructures telles que le système d'utilisation du gaz péninsulaire de PETRONAS Gas Berhad, qu'elle possède et exploite. L'activité aval de PETRONAS raffine, commercialise et négocie le pétrole brut et les produits pétroliers, et fabrique et commercialise des produits chimiques, le raffinage créant des périmètres potentiels de contractants dans les services de raffinerie et d'usine. Ces rôles créent des exigences de service différentes à mesure que la tâche commerciale passe de la production d'une ressource à son traitement et à la livraison de produits utilisables. Une offre de service intégrée peut suivre le gaz à travers les classes d'actifs, tandis que chaque tâche de traitement ou de livraison conserve un périmètre de travail distinct.

L'offshore représentait une part de marché du pétrole et du gaz en Malaisie de 71,16 % en 2026 et constitue le segment le plus important et à la croissance la plus rapide, avec un CAGR prévu de 5,27 % entre 2027 et 2032. PETRONAS a signalé 405 plateformes offshore malaisiennes, y compris les installations en cours de préservation, dans ses perspectives d'activité 2026. Cette base d'actifs crée des périmètres de travail potentiels variés car le soutien aux installations productives et la gestion des infrastructures préservées servent des objectifs opérationnels différents. L'état des actifs et leur utilisation prévue déterminent donc quelle partie de la base de plateformes offshore offre une mission adressable et quel périmètre technique elle requiert.

L'activité onshore a atteint une étape concrète de production lorsque PETRA Energy Development, filiale de PETRA Energy Berhad, a mis en service le puits Adong Kechil West et a obtenu la première huile dans le Bloc SK433 de Sarawak le 18 juillet 2026. Cette transition démontre comment un développement terrestre peut passer des travaux sur les ressources aux exigences opérationnelles d'un puits en production. Pour les fournisseurs, un puits onshore mis en service offre un actif opérationnel défini à soutenir, déplaçant l'attention commerciale d'un développement possible vers des travaux liés à la production.

La construction était le segment le plus important, représentant 45,51 % des dépenses totales du marché en 2026. Les perspectives d'activité 2026-2028 de PETRONAS anticipaient l'entrée en fabrication de 10 structures fixes amont malaisiennes sur la base d'attributions de contrats en 2026, soutenant l'activité dans le secteur pétrolier et gazier malaisien. Le programme fournit un ensemble défini de travaux de fabrication potentiels autour duquel les fournisseurs peuvent évaluer leurs engagements de capacité. Le calendrier d'attribution des contrats est donc important pour l'utilisation des capacités, les fournisseurs étant exposés à l'intervalle entre la préparation à la livraison d'une structure et la réception d'une mission ferme.

La maintenance et l'arrêt technique constituent le segment à la croissance la plus rapide, avec un CAGR prévu de 5,48 % entre 2027 et 2032. PETRONAS Chemicals Group Berhad a achevé des arrêts techniques planifiés dans plusieurs installations du complexe pétrochimique intégré de Kertih au deuxième trimestre 2026. Ces travaux relient la demande de services au cycle d'exploitation d'un complexe intégré, rendant l'exécution coordonnée précieuse lorsque les installations font l'objet d'interventions planifiées. PETRONAS décrit le déclassement comme des travaux sur les puits, les plateformes, les pipelines et autres infrastructures une fois que les champs arrivent à maturité et que la production décline, élargissant les travaux de fin de vie au-delà de la maintenance courante.

Analyse géographique

La Malaisie péninsulaire et le Sarawak combinent l'approvisionnement local en gaz et les livraisons de GNL avec des implications différentes pour les clients de services. En Malaisie péninsulaire, PETRONAS Carigali a commencé à produire des hydrocarbures à partir de Bindu, à 210 kilomètres au large de Terengganu, le 9 juin 2025. Son contrat de production au service de la Malaisie péninsulaire était détenu à parts égales par ExxonMobil Exploration and Production Malaysia Inc. et PETRONAS Carigali. Au Sarawak, PETRONAS a livré 11,77 millions de tonnes métriques de cargaisons de GNL depuis son complexe de Bintulu au premier semestre 2025. Ce contraste fait de la continuité de l'approvisionnement en gaz péninsulaire et de la fiabilité de l'expédition du GNL des exigences opérationnelles distinctes pour les contractants desservant ces actifs régionaux.

Au premier semestre 2025, PETRONAS a annoncé 2 accords de cession partielle et un accord de coopération stratégique avec TotalEnergies visant à accélérer l'exploration en eaux profondes et la monétisation en Malaisie orientale et en Indonésie, soutenant l'investissement dans le secteur pétrolier et gazier malaisien. Au large de Sabah, Sabah Shell Petroleum Company Ltd, filiale et opérateur de Shell plc, a atteint la première production de Gumusut-Kakap-Geronggong-Jagus East Phase 4 le 4 février 2025. Le développement sous-marin transfrontalier comptait 2 puits en Malaisie et 2 au Brunéi, avec une production acheminée vers le système Gumusut-Kakap existant au large de Sabah. Cette connexion sous-marine productive contraste avec les partenariats d'exploration, créant des périmètres de services prospectifs distincts dans le soutien aux systèmes de production existants et l'évaluation précoce des ressources.

Miri et Labuan se distinguent par des développements de centrales électriques au gaz qui pourraient créer des besoins localisés en infrastructures de livraison de gaz. Le 13 octobre 2026, le ministre du Sarawak Datuk Malcolm Mussen Lamoh a indiqué que l'usine de Miri était achevée à 63 % au troisième trimestre 2026, avec des opérations commerciales attendues d'ici fin 2027. Une fois en service, l'usine de Miri devrait utiliser environ 75 à 80 millions de pieds cubes standard de gaz naturel par jour. À Labuan, Rancha Power, une coentreprise de filiales de PETRONAS Gas Berhad, de Sabah Energy Corporation et de Sabah Electricity, a posé la première pierre d'une centrale électrique au gaz de 120 MW le 27 janvier 2026. Pour les fournisseurs d'infrastructures gazières, l'alignement des engagements de service sur les étapes de mise en service des centrales peut réduire l'exposition à une demande qui n'est pas encore devenue une consommation opérationnelle.

Cadre réglementaire et perspectives

Les juridictions sélectionnées sont comparées du point de vue d'un opérateur de projet pétrolier et gazier intégré cherchant à accéder aux ressources et à mener des activités de traitement ou de transport de gaz. Au niveau national, la Loi sur le développement pétrolier de 1974 confère à PETRONAS la propriété du pétrole onshore et offshore ainsi que les droits exclusifs d'exploration et de production. Malaysia Petroleum Management gère les ressources en amont au nom de PETRONAS. Le cadre distinct de distribution du gaz au Sarawak rend les activités qu'un opérateur entreprend déterminantes pour sa position en matière de licences.

La note nationale Moyenne reflète un détenteur de droits défini et une voie de gestion, équilibrée par rapport à l'interface fédérale-étatique contestée. La note Moyenne du Sarawak reflète un cadre de licences spécifique pour les activités gazières couvertes, incluant une exemption pour un agrégateur de gaz désigné. Le 21 mai 2025, le Premier ministre malaisien a reconnu le rôle fédéral continu de PETRONAS aux côtés de l'ordonnance gazière du Sarawak et du rôle étatique de PETROS, tandis que les négociations et la coopération se poursuivaient. L'absence de changement reflète la continuité et le rejet par la Cour fédérale le 28 août 2026 de la demande d'intervention de SABAR dans la pétition du Sarawak concernant les lois fédérales sur le pétrole et le gaz, tandis que le recours distinct de PETRONAS avait obtenu l'autorisation de procéder.

Étapes de la chaîne de valeur

La chaîne de valeur compare les travaux contractés depuis le forage de puits et la construction d'installations jusqu'au traitement du gaz, au transport et à la maintenance continue. Malaysia Marine and Heavy Engineering Holdings Berhad (MHB) a signalé un accord de prix de construction offshore au Sarawak via sa filiale en propriété exclusive Malaysia Marine and Heavy Engineering Sdn Bhd (MMHE). L'accord avec PTTEP Sarawak Oil Limited et PTTEP HK Oil Limited couvrait jusqu'à 11 plateformes, avec des ordres de travail pour 4 plateformes attribués avant le 3 mars 2026. Cette distinction rend les périmètres de travail engagés plus pertinents pour les décisions de capacité à court terme des fournisseurs que le programme potentiel maximum.

PETRONAS Gas Berhad a signalé des services de traitement, de transport, d'exploitation et de maintenance parmi ses catégories de revenus 2025. L'incident de Putra Heights a nécessité des efforts de reprise ciblés chez PETRONAS Gas Berhad en 2025, et la société a indiqué qu'une action rapide avait minimisé l'impact et maintenu la continuité de l'approvisionnement en gaz. Les revenus récurrents des services d'exploitation dépendent du maintien en état de fonctionnement des infrastructures, tandis que les honoraires de construction dépendent de la livraison d'actifs définis. MHB peut traiter à la fois les lots de construction offshore via MMHE et les travaux de services d'usine onshore, lui conférant des missions clients distinctes au-delà d'un cadre de plateforme unique.

Opportunités clés pour les acteurs du marché

Les opportunités comparent les stratégies de services autour de l'exploration frontière, de l'exploration de proximité et du développement des ressources découvertes. Le 10 février 2026, PETRONAS a lancé 9 blocs d'exploration du Tour d'Offres Malaisien (MBR) dans les bassins de Sandakan, Ouest Sarawak et Malais. Il a également invité des offres pour 6 opportunités de ressources découvertes dans le cadre des conditions PSC des actifs de petits champs. Ces offres créent différents points d'entrée pour les prestataires de services, selon qu'un client potentiel a besoin d'évaluer une nouvelle proposition géologique ou de définir un développement autour d'une ressource identifiée.

L'entrée dans le processus d'offre pour les ressources découvertes nécessite un abonnement payant à myPROdata et la qualification de l'entreprise en tant que contractant d'arrangement pétrolier potentiel. Ces conditions définissent qui peut poursuivre un actif, tandis que le défi commercial est de savoir si sa ressource soutient un périmètre de développement viable. L'ouverture centrale de services est la définition précoce de projet autour des ressources découvertes, aidant un acheteur qualifié à relier un actif identifié à une décision de développement réalisable.