Taille et Part du Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Période de Données Historiques | 2021 - 2024 |
| Taux de croissance | 1.97% CAGR |
| Concentration du Marché | Moyen |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie par Mordor Intelligence
La taille du Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie devrait enregistrer un CAGR de 1,97 % au cours de la période de prévision (2026-2031).
La COVID-19 a eu un impact négatif sur le marché en 2020. Actuellement, le marché a retrouvé ses niveaux d'avant la pandémie.
- À moyen terme, la demande croissante en hydrocarbures et l'augmentation des projets de pipelines devraient stimuler le marché.
- En revanche, la diminution de la production nationale de pétrole et de gaz devrait freiner la croissance du marché.
- Néanmoins, l'intensification des échanges gaziers avec l'Asie a conduit les pays voisins à se tourner vers la Malaisie pour le stockage. Les entreprises en Malaisie sont en mesure de répondre à la demande croissante de stockage. Cela devrait créer d'énormes opportunités pour le marché des hydrocarbures midstream en Malaisie.
Remarque : Les chiffres de la taille du marché et des prévisions de ce rapport sont générés à l’aide du cadre d’estimation propriétaire de Mordor Intelligence, mis à jour avec les données et analyses les plus récentes disponibles en 2026.
Tendances et Perspectives du Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie
Le Segment des Terminaux GNL devrait Dominer le Marché
- Le segment des terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL) devrait dominer le marché midstream de la Malaisie en raison de la demande croissante en gaz naturel dans le pays et dans les régions voisines. La majorité des pays souhaitent réduire leurs émissions de carbone pour contrôler la qualité de l'air dans l'environnement, ce qui a accru la consommation de gaz naturel dans divers segments d'utilisateurs finaux.
- Le Terminal Satu Malaysia est un terminal GNL situé au Sarawak, en Malaisie. Il comprend trois trains GNL et dispose d'une capacité de 8,1 millions de tonnes métriques par an (MTPA). Il fait partie du Complexe GNL de Malaisie, également connu sous le nom de Complexe GNL Petronas Bintulu.
- En 2021, les importations de gaz naturel dans le pays s'élevaient à environ 2,5 milliards de mètres cubes par jour. Les importations étaient inférieures en 2021 par rapport à 2020. Cette diminution des importations témoigne de la mise en service de nouveaux terminaux GNL.
- Par exemple, en janvier 2022, l'État malaisien du Sabah et Petronas ont annoncé des plans pour un terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) d'une capacité de deux millions de tonnes métriques par an (mmty). La nouvelle installation prévue dans le Parc Industriel Pétrolier et Gazier de Sipitang s'inscrit dans le cadre de la collaboration de Petronas avec l'État pour étendre la distribution d'énergie plus propre du Sabah aux entreprises industrielles et commerciales.
- De plus, en août 2021, la Indian Oil Corporation (IOC) a conclu une coentreprise avec Petronas, la compagnie nationale malaisienne, incluant la construction de terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL), la vente au détail de carburant et la distribution de gaz, stimulant ainsi la croissance du segment.
La Diminution de la Production de Gaz devrait Freiner le Marché
- La Malaisie dépend fortement du pétrole et du gaz comme principale source d'énergie. Selon les statistiques de BP, en 2021, la part du pétrole et du gaz dans la consommation d'énergie primaire du pays était proche de 70 %. Cela témoigne de la dépendance de la Malaisie au pétrole et au gaz. Bien que le pays ait pris des mesures pour réduire cette dépendance et se diversifier vers d'autres sources à court terme, la tendance devrait se poursuivre.
- De plus, entre 2015 et 2020, le pays a enregistré un déclin de la production nationale de gaz naturel, qui est tombée à 68,7 milliards de mètres cubes en 2020 contre 76,7 milliards de mètres cubes en 2015. Cependant, une forte hausse a été enregistrée en 2021 à 74,2 milliards de mètres cubes, mais la production devrait décliner dans les années à venir.
- La baisse de production de la Malaisie est due au vieillissement des gisements, notamment ses ressources plus importantes dans les eaux peu profondes au large de la Malaisie péninsulaire, ce qui contraint le marché midstream du pays.
- Par ailleurs, le réseau de pipelines pétroliers de la Malaisie pourrait être plus modeste. Le pays s'appuie principalement sur des pétroliers et des véhicules pour transférer les produits pétroliers midstream à terre. Le pipeline transporte des produits pétroliers de la raffinerie de pétrole de Dumai en Indonésie vers la raffinerie de pétrole de Melaka en Malaisie.
- En raison de la faible consommation et production de gaz naturel et d'un réseau de pipelines limité, le secteur midstream des hydrocarbures en Malaisie est contraint. Cependant, une augmentation de la consommation de pétrole et de gaz, ainsi qu'un investissement accru dans le secteur, devrait stimuler le marché au cours de la période projetée.
Paysage réglementaire
Le secteur intermédiaire du gaz en Malaisie est régi par le Gas Supply Act 1993 (et ses modifications ultérieures) et réglementé par la Energy Commission (Suruhanjaya Tenaga) pour la fourniture de gaz par canalisation, y compris l'accès des tiers (Third Party Access, TPA) pour l'importation, la regazéification et le transport du gaz en Malaisie péninsulaire. Un point d'ancrage réglementaire clé est le Gas Supply (Amendment) Regulations 2025, publié au journal officiel le 26 décembre 2025 et entré en vigueur le 31 décembre 2025, qui a resserré le périmètre réglementaire modernisé avant la prochaine phase des réformes du marché du gaz.
Pour la réglementation tarifaire, la Energy Commission applique la Incentive-Based Regulation (IBR) aux tarifs des installations de transport et aux dispositifs d'accès associés dans le cadre du régime TPA. Le gouvernement a approuvé les tarifs de transport et de regazéification du gaz de la troisième période réglementaire (Regulatory Period 3, RP3) pour 2026-2028, effectifs à partir du 1er janvier 2026, couvrant le réseau Peninsular Gas Utilisation (PGU) et les terminaux de regazéification de Sungai Udang et Pengerang. Pour les approbations en amont et intermédiaires en mer, PETRONAS (via Malaysia Petroleum Management) demeure le dépositaire des ressources pétrolières en vertu du Petroleum Development Act 1974 et supervise les approbations relatives aux développements offshore et aux pipelines dans les eaux malaisiennes.
Analyse de la chaîne de valeur
La chaîne de valeur intermédiaire du secteur pétrolier et gazier malaisien couvre la collecte et le traitement du gaz, la liquéfaction et la regazéification du GNL, les terminaux de stockage, ainsi que le transport par pipelines et logistique maritime vers les centrales électriques, les utilisateurs industriels et la distribution en aval. L'infrastructure centrale est le réseau de pipelines Peninsular Gas Utilisation (PGU), principal système de canalisations principales alimentant en gaz de vente l'ensemble de la Malaisie péninsulaire. Il est complété par des terminaux de regazéification d'importation de GNL et des plateformes de stockage telles que Pengerang et Sungai Udang, ainsi que par les principales infrastructures d'exportation de GNL du complexe GNL PETRONAS de Bintulu à Sarawak.
La chaîne est soutenue par PETRONAS (via Malaysia Petroleum Management pour la gestion des ressources et l'approbation des projets) et par des opérateurs intermédiaires tels que PETRONAS Gas Berhad (traitement du gaz, transport, regazéification), Dialog Group (infrastructures de terminaux et de stockage en réservoirs), ainsi que d'autres acteurs du stockage et du négoce. À Sarawak, Petroleum Sarawak (Petros) est devenu l'agrégateur de gaz à compter du 1er mars 2025, influençant la manière dont les volumes de gaz sont agrégés et distribués dans le cadre du dispositif étatique. Sur le plan des capacités opérationnelles, PETRONAS Gas Berhad a annoncé avoir achevé l'expansion du stockage de GNL au terminal de regazéification de Pengerang et avoir mis en service la station de compression de Kluang en 2025, en cohérence avec les efforts continus de suppression des goulets d'étranglement et d'amélioration de la fiabilité au sein du système intermédiaire.
Paysage Concurrentiel
Le marché malaisien des hydrocarbures midstream est modérément consolidé. Parmi les principales entreprises (sans ordre particulier) figurent Fluor Corporation, Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS), Dialog Group Berhad, Vitol Group et Royal Vopak N.V., entre autres.
Leaders du Secteur des Hydrocarbures Midstream en Malaisie
Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS)
Dialog Group Berhad
Fluor Corporation
Royal Vopak N.V.
Vitol Group
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
En Malaisie, les opportunités du secteur intermédiaire sont liées aux ajouts de capacités d'importation, de regazéification et de stockage de GNL, qui soutiennent la flexibilité de l'approvisionnement alors que la production nationale de gaz arrive à maturité et que la demande se concentre en Malaisie péninsulaire. Un point d'ancrage clé pour 2026 est l'avancée vers un troisième terminal de regazéification (RGT-3) à Lumut, dans le Perak, pour lequel Petronas Gas Berhad a reçu le 30 avril 2026 une notification du ministère de l'Économie l'autorisant à poursuivre le projet. Tenaga Nasional Berhad et Petronas Gas ont ensuite signé en juin 2026 un accord-cadre (heads of agreement) pour développer conjointement le projet, comprenant un FSRU d'une capacité de stockage de 170 000 mètres cubes et d'une capacité de regazéification de 500 MMscfd. Le projet suggère une marge de développement pour de nouveaux actifs intermédiaires liés au GNL au-delà des pôles existants, notamment la regazéification par FSRU, les pipelines associés et le stockage d'équilibrage.
Les évolutions de politique et de structure de marché influencent également le champ des opportunités d'investissement pour les opérateurs et prestataires de services. Le ministère de l'Économie a annoncé la publication de la National Gas Roadmap d'ici le T3 2026, axée sur la tarification du gaz naturel, la réglementation de l'approvisionnement et les besoins en capital d'infrastructure, ce qui peut influencer les conditions contractuelles et d'accès dans le transport et la regazéification. Par ailleurs, des infrastructures liées à la décarbonation commencent à apparaître aux côtés du système intermédiaire. PETRONAS a formulé le développement de trois pôles de captage et stockage du carbone (CCS) d'ici 2030 (deux en Malaisie péninsulaire et un à Sarawak), visant une capacité de stockage combinée de 15 millions de tonnes par an, créant une demande potentielle pour des capacités intermédiaires de transport et de stockage de CO2, en complément de la logistique conventionnelle du gaz et des liquides.
Développements récents du secteur
- Juin 2026 : Tenaga Nasional Berhad (TNB) et Petronas Gas Berhad ont signé un accord-cadre (heads of agreement) pour développer conjointement le troisième terminal de regazéification (RGT-3) à Lumut, dans le Perak. La structure du projet fait entrer directement un grand service public d'électricité dans le développement des infrastructures d'importation de GNL, renforçant le lien de sécurité énergétique entre les capacités intermédiaires du gaz et le secteur électrique.
- Avril 2026 : Dialog Group Berhad a entamé les travaux d'expansion de la phase 3 des Pengerang Deepwater Terminals (PDT) à Johor, ajoutant 614 000 mètres cubes de capacité de stockage pour les produits pétroliers raffinés et les biocarburants. Cette capacité de stockage supplémentaire accroît la capacité de la Malaisie à gérer des volumes échangés plus importants et élargit le rôle du terminal en tant que pôle régional de stockage et de logistique.
- Février 2025 : Le gouvernement malaisien a confirmé Petroleum Sarawak (Petros) en tant qu'agrégateur de gaz de Sarawak, à compter du 1er mars 2025, dans le cadre du dispositif étatique de distribution de gaz. Ce changement a modifié la manière dont les volumes de gaz sont agrégés et commercialisés à Sarawak, influençant l'interfaçage intermédiaire, les voies contractuelles et l'acheminement du gaz vers les chaînes de liquéfaction et d'approvisionnement domestique.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Ce marché couvre les services intermédiaires payants en Malaisie qui déplacent et stockent le pétrole brut, les produits raffinés et le gaz naturel entre les zones de production et les marchés finaux, y compris les pipelines et le transport maritime, les terminaux de stockage et les terminaux de GNL.
Exclusions du périmètre : nous n'incluons pas la valeur de la production en amont, le raffinage en aval et la commercialisation de détail des carburants, ni les ventes d'équipements seules, sauf si elles sont intégrées comme revenu de service intermédiaire.
Aperçu de la segmentation
- Type
- Transport
- Stockage
- Terminaux GNL
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
La recherche documentaire a été utilisée pour fixer les limites strictes de ce qui constitue un revenu intermédiaire en Malaisie et pour construire la première image de l'offre et de la demande avant de s'entretenir avec les acteurs du secteur. Nous nous sommes appuyés sur des ensembles de données publics montrant les flux de liquides et de gaz, la direction des échanges commerciaux et l'utilisation des infrastructures, éléments nécessaires pour éviter de comptabiliser deux fois les mêmes volumes.
Les sources typiques comprenaient des publications officielles sur l'énergie et les statistiques, telles que les communiqués gouvernementaux malaisiens sur l'énergie et le commerce, les statistiques douanières et portuaires, les données de mouvements de GNL et de transport maritime lorsqu'elles étaient disponibles, ainsi que des références internationales telles que les tableaux par pays de l'AIE et de l'OPEP. Nous avons également examiné les rapports annuels des opérateurs, les présentations aux investisseurs, les annonces de projets et la presse réputée pour les ajouts de terminaux, les indications de débit et les repères tarifaires. Pour les vérifications croisées, un abonnement payant couvrant les données financières des entreprises et une base de données d'importation-exportation au niveau des expéditions ont été utilisés de manière sélective pour valider les fourchettes de revenus et les hypothèses de volumes liées au commerce. Ces exemples ne sont pas exhaustifs, et de nombreuses autres sources publiques ont été consultées pour recueillir des données, vérifier les calendriers et clarifier les zones d'ombre.
Entretiens et enquêtes primaires
Les travaux primaires se sont concentrés sur la confirmation des services réellement monétisés en Malaisie et sur la manière dont la tarification est appliquée au transport par pipeline, au terminalage et à la manutention du GNL. Les entretiens ont couvert des opérateurs intermédiaires, des prestataires de services logistiques et de terminaux, des conseillers du secteur et de grands utilisateurs finaux, et ils nous ont aidés à tester la robustesse des hypothèses d'utilisation, l'évolution tarifaire et les hypothèses de conversion USD-MYR à l'échelle du pays.
Répartition des répondants aux travaux de recherche primaire sur le terrain
| Type d'entreprise | Poste du répondant | Région |
|---|---|---|
| Premier rang : 28 % | Directeurs (CXO) : 13 % | |
| Rang intermédiaire : 51 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 43 % | |
| Acteurs plus petits : 21 % | Managers : 44 % |
Dimensionnement du marché et prévisions
La taille du marché est établie à partir d'une reconstruction descendante (top-down) fondée sur les mouvements et l'activité de manutention des hydrocarbures en Malaisie, qui est ensuite traduite en revenus de services à l'aide d'hypothèses tarifaires et de frais réalistes pour les principales fonctions intermédiaires. En pratique, le modèle part d'indicateurs tels que le débit d'importation et d'exportation de GNL, les volumes de transmission par pipeline de gaz naturel, le mouvement des liquides par transport côtier et par pipeline, ainsi que le débit et le taux d'utilisation des terminaux de stockage, qui sont ensuite alignés sur la capacité et le statut opérationnel des principaux actifs.
Pour garder les totaux ancrés dans la réalité, nous avons corroboré le résultat par des vérifications sélectives ascendantes (bottom-up), telles que l'agrégation d'un échantillon de déclarations de revenus d'opérateurs, l'utilisation de contrôles de canal sur les frais de manutention typiques par tonne ou par MMBtu, et la validation du revenu implicite par unité de débit. En l'absence de déclarations d'entreprises, les écarts ont été comblés en utilisant la capacité des actifs, des fourchettes d'utilisation issues des entretiens et des fourchettes de frais raisonnables ajustées selon la structure contractuelle (take-or-pay par rapport à la manutention au comptant).
Pour les prévisions, une analyse de scénarios a été utilisée afin que les perspectives puissent refléter différentes trajectoires d'utilisation liées à la demande de GNL, à l'équilibrage du gaz national, à la consommation pétrochimique et électrique, ainsi qu'aux nouvelles capacités intermédiaires. L'ensemble final des prévisions a été aligné sur ce que les répondants primaires considéraient comme une fourchette réaliste pour l'utilisation, la répercussion des prix et les impacts de conversion USD-MYR sur la période de prévision.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats sont validés par triangulation entre des signaux indépendants, notamment les séries de débit, les changements de direction des échanges commerciaux, les calendriers de mise en service des actifs et le revenu implicite par unité déplacée ou stockée. Lorsqu'un écart apparaît, les hypothèses sont revérifiées et des appels de suivi sont déclenchés pour confirmer s'il s'agit d'une question de périmètre, de tarification, d'utilisation ou de calendrier.
Avant validation finale, le modèle est examiné par étapes par un autre analyste afin de garantir la cohérence des intrants, des unités et des conversions de devises entre les années historiques et de prévision. Le rapport est actualisé chaque année, et des mises à jour intermédiaires sont ajoutées lorsque surviennent des événements significatifs tels que la mise en service de nouveaux terminaux, des interruptions majeures ou des changements de politique affectant les tarifs. Juste avant la livraison, nous effectuons une dernière vérification afin que les chiffres reflètent les dernières mises à jour publiques disponibles et les retours d'entretiens.
Taille du marché malaisien du secteur intermédiaire du pétrole et du gaz selon Mordor Intelligence, comparée à d'autres estimations publiées
Il est normal d'observer différentes tailles de marché pour le secteur intermédiaire du pétrole et du gaz en Malaisie, car les éditeurs n'utilisent pas toujours les mêmes limites de revenus, la même temporalité annuelle ni la même base de tarification. Des différences apparaissent également lorsque les estimations mélangent la valeur des actifs avec le revenu de services, ou lorsqu'elles appliquent une hypothèse de frais globale unique qui ne correspond pas aux structures contractuelles locales.
Un facteur clé sur ce marché est le calendrier de mise à jour et de devise, car la conversion en USD peut faire varier la valeur déclarée même si les volumes restent stables, et l'escalade tarifaire peut être appliquée à différents moments de l'année. Le dimensionnement effectué ici privilégie des vérifications récentes du débit et de l'utilisation, puis applique une logique de frais liée au service effectivement facturé, ce qui explique pourquoi Mordor Intelligence peut s'écarter des chiffres qui s'appuient fortement sur des moyennes anciennes ou sur une couverture plus large de la chaîne de valeur du pétrole et du gaz.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes de la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 4,75 milliards USD (2026) | |
| Éditeur du secteur A | 11,44 milliards USD (2024) | Ce chiffre semble dimensionner l'ensemble du secteur pétrolier et gazier malaisien à travers plusieurs étapes de la chaîne de valeur, de sorte que les revenus en amont et en aval peuvent être inclus plutôt que les seuls services intermédiaires de transport, de stockage et de terminaux GNL. |
| Éditeur du secteur B | 4,80 milliards USD (2026) | Le périmètre semble s'étendre au-delà des services intermédiaires de base vers des activités de traitement ou de distribution, et le cadre de prévision à long terme peut intégrer une progression des prix et de l'utilisation plus agressive que celle liée aux contrats à court terme. |
Le tableau montre que l'alignement le plus étroit se produit lorsque le périmètre est limité aux revenus des services intermédiaires et que la même année est utilisée. L'écart le plus important apparaît lorsque des activités pétrolières et gazières plus larges sont comptabilisées, ou lorsque des hypothèses de frais et de change sont appliquées sans être vérifiées par rapport aux tendances actuelles d'utilisation et aux modèles contractuels, ce qui peut rapidement gonfler le revenu implicite estimé.
Questions Clés Répondues dans le Rapport
Quelle est la taille actuelle du Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie ?
Le Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie devrait enregistrer un CAGR de 1,97 % au cours de la période de prévision (2026-2031)
Qui sont les acteurs clés du Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie ?
Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS), Dialog Group Berhad, Fluor Corporation, Royal Vopak N.V. et Vitol Group sont les principales entreprises opérant sur le Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie.
Quelles années ce rapport sur le Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie couvre-t-il ?
Le rapport couvre la taille historique du Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie pour les années : 2020, 2021, 2022, 2023 et 2024. Le rapport prévoit également la taille du Marché des Hydrocarbures Midstream en Malaisie pour les années : 2026, 2027, 2028, 2029, 2030 et 2031.
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