Taille et Part du Marché du Pétrole et Gaz des Émirats Arabes Unis
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 14.22 Milliards de dollars |
| Taille du Marché (2026) | 14.94 Milliards de dollars |
| Taille du Marché (2031) | 19.11 Milliards de dollars |
| Growth Rate (2026 - 2031) | 5.05 % |
| 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 du Pétrole et Gaz des Émirats Arabes Unis par Mordor Intelligence
La taille du marché du pétrole et gaz des Émirats Arabes Unis devrait passer de 14,22 milliards USD en 2025 à 14,94 milliards USD en 2026 et devrait atteindre 19,11 milliards USD d'ici 2031 à un TCAC de 5,05 % sur 2026-2031.
Cette solide expansion reflète le plan d'investissement amont de 150 milliards USD d'ADNOC, les flux réguliers d'investissements directs étrangers et les avantages du premier entrant dans le captage du carbone et l'hydrogène bleu. La croissance du côté de l'offre est ancrée dans les ajouts de capacité offshore, tandis que la résilience de la demande provient du soutage régional, des besoins en matières premières pétrochimiques et des ventes de gaz liées à l'exportation. Des cadres politiques concis, notamment la loi climatique des EAU de 2024, réduisent le risque d'investissement et aident le marché du pétrole et gaz des EAU à conserver son rôle de plaque tournante énergétique stratégique du Golfe.[1]"EAU | MENA | World Oil Online," World Oil, worldoil.com
Points Clés du Rapport
- Par secteur, le segment amont détenait 71,62 % de la part de marché du pétrole et gaz des EAU en 2025 et devrait croître à un TCAC de 5,52 % jusqu'en 2031, soutenu par les programmes Hail & Ghasha et Lower Zakum.
- Par localisation, les actifs terrestres représentaient 68,92 % de la taille du marché du pétrole et gaz des EAU en 2025, tandis que les projets offshore progressent à un TCAC plus rapide de 6,28 % jusqu'en 2031, portés par les développements de gaz acide en eaux profondes.
- Par service, la construction dominait avec une part de revenus de 63,05 % en 2025 ; le déclassement est le service en expansion la plus rapide, progressant à un TCAC de 7,08 % alors que les champs offshore vieillissants approchent de leur fin de vie.
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 du Pétrole et Gaz des Émirats Arabes Unis
Analyse de l'Impact des Moteurs*
| Moteur | (~) % d'Impact sur les Prévisions de TCAC | Pertinence Géographique | Horizon Temporel d'Impact |
|---|---|---|---|
| Poussée d'expansion de la capacité amont | +1.8% | Cœur d'Abou Dabi, effets d'entraînement vers Dubaï | Moyen terme (2-4 ans) |
| Réformes d'investissement pétrolier favorables aux IDE | +1.2% | Mondial, avec des gains précoces en Amérique du Nord et dans l'UE | Long terme (≥ 4 ans) |
| Programmes accélérés de gaz acide et non conventionnels | +1.5% | Concessions ADNOC, axe offshore | Moyen terme (2-4 ans) |
| Développement du corridor de soutage GNL | +0.9% | Routes maritimes régionales, marchés d'exportation vers l'Asie-Pacifique | Long terme (≥ 4 ans) |
| Ambition d'exportation de captage de carbone et d'ammoniac bleu | +0.7% | Marchés mondiaux de l'hydrogène, conformité UE | Long terme (≥ 4 ans) |
| Optimisation du sous-sol par intelligence artificielle | +0.6% | Domestique aux EAU, potentiel de transfert technologique | Court terme (≤ 2 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Poussée d'Expansion de la Capacité Amont
ADNOC investit 150 milliards USD d'ici 2027 pour porter la capacité nominale de production pétrolière à 5 millions de bpj, en priorisant les réservoirs offshore à fort rendement tels que Hail & Ghasha, qui vise 1,5 milliard de scf/j de gaz acide et intègre le captage de carbone sur toute la chaîne.[2]"OMV Quitte le Projet Gazier Ghasha au Large des EAU avec la Vente de sa Participation à Lukoil," AOG Digital, aogdigital.com La numérisation des champs couvre plus de 30 réservoirs et a réduit le temps de planification des puits de 25 %, soulignant comment le marché du pétrole et gaz des EAU tire parti de la technologie pour améliorer les taux de récupération. Des modernisations progressives de champs bruns à Habshan, Asab et Das Island complètent les ajouts de champs verts, trouvant un équilibre entre efficacité des coûts et déploiement rapide des capacités.
Réformes d'Investissement Pétrolier Favorables aux IDE
La suppression des plafonds de participation étrangère a incité ExxonMobil à augmenter sa participation dans Upper Zakum et a permis à EOG Resources d'obtenir le Bloc Onshore Non Conventionnel 3 en 2025. La voie d'accès ouverte aux capitaux propres stimule les afflux technologiques, notamment le pompage à haute pression pour les réservoirs compacts et les plateformes de maintenance prédictive. Ces capacités renforcent le marché du pétrole et gaz des EAU en tant que destination attractive pour les capitaux, même si les investisseurs mondiaux intensifient leur examen ESG.
Programmes Accélérés de Gaz Acide et Non Conventionnels
L'expansion de Shah porte la production à 1,45 milliard de scf/j, tandis que les pilotes de méthane en graphène à Habshan transforment des flux qui auraient été torchés en matériaux à haute valeur ajoutée.[3]Adi Imsirovic, "Échanges Pétroliers : Marchés en Évolution et Implications Stratégiques," Energy Intelligence, energyintel.com Le CO₂ capté est réinjecté, en accord avec l'objectif fédéral de 10 millions de tpa pour 2030. Les pilotes de pétrole de roche-mère compacte, soutenus par des plateformes de forage basées sur l'intelligence artificielle, diversifient davantage les réserves et amortissent le marché du pétrole et gaz des EAU contre les fluctuations des quotas OPEP+.
Développement du Corridor de Soutage GNL
Ruwais GNL sera la première installation d'exportation à faible émission de carbone dans la région MENA, utilisant des moteurs électriques alimentés par des réseaux propres pour réduire les émissions de l'usine de 30 %. Un accord d'approvisionnement de 15 ans portant sur 1 million de tpa avec IndianOil sécurise les débouchés et catalyse une chaîne de soutage émirато-indienne. Les modernisations des postes d'amarrage de Fujairah et les trains de compression de Das Island ajoutent de la flexibilité, garantissant que le marché du pétrole et gaz des EAU capture les primes de décarbonation maritime.
Analyse de l'Impact des Freins*
| Frein | (~) % d'Impact sur les Prévisions de TCAC | Pertinence Géographique | Horizon Temporel d'Impact |
|---|---|---|---|
| Énergie solaire à parité réseau freinant la demande de combustibles liquides | -0.8% | Production d'énergie domestique aux EAU | Moyen terme (2-4 ans) |
| Allocations de quotas OPEP+ volatiles | -1.1% | Marchés pétroliers mondiaux, coordination régionale | Court terme (≤ 2 ans) |
| Fuite des talents des sociétés de services de premier rang | -0.4% | Concurrence régionale avec l'Arabie Saoudite | Moyen terme (2-4 ans) |
| Hausse du coût du capital lié aux critères ESG | -0.6% | Marchés de capitaux internationaux | Long terme (≥ 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Énergie Solaire à Parité Réseau Freinant la Demande de Combustibles Liquides
La Stratégie Énergétique des EAU 2050 vise à tripler la capacité des énergies renouvelables et à réduire les émissions de carbone de 70 %, tempérant ainsi la croissance de la demande intérieure en hydrocarbures à mesure que l'énergie solaire et l'hydrogène se développent. La Stratégie pour l'Énergie Propre de Dubaï vise une part de 75 % d'énergie propre d'ici 2050 ; Abou Dabi a ajouté 1 GW de capacité solaire en 2024, représentant une augmentation de 74,7 % par rapport à 2023. La Stratégie Nationale pour l'Hydrogène vise à produire 15 millions de tonnes par an d'hydrogène d'ici 2050, pouvant potentiellement se substituer au gaz dans la production d'énergie et l'industrie. Néanmoins, ADNOC opère un pivot : il co-investit dans l'ammoniac bleu et l'hydrogène vert, en tirant parti de l'infrastructure d'exportation existante et de la connaissance des réservoirs. Ainsi, ce frein ouvre simultanément des opportunités de diversification pour les entreprises bien implantées dans le marché du pétrole et gaz des EAU.[4]Jennifer Aguinaldo, "Adnoc et Ewec signent un accord d'approvisionnement en gaz de 10 milliards USD," MEED, meed.com
Allocations de Quotas OPEP+ Volatiles
L'allocation des EAU pour 2024 a augmenté de 200 kbpj pour atteindre 3,2 millions de bpj, mais les quotas fluctuent encore en raison des négociations diplomatiques. Les nouveaux contrats à terme ICE Futures Abou Dabi couvrent la volatilité des revenus, mais le rythme des investissements reste sensible à la discipline de la coalition.
*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
Par Secteur : La Dominance de l'Amont Propulse la Croissance
En 2025, le segment amont a généré 71,62 % du chiffre d'affaires total, soulignant le lien étroit entre la taille du marché du pétrole et gaz des EAU et la production de pétrole brut et le traitement du gaz. Un TCAC de 5,52 % est attendu jusqu'en 2031 à mesure que Lower Zakum, Upper Zakum et Hail & Ghasha étendent leurs taux de plateau et améliorent les facteurs de récupération. L'intensité capitalistique est compensée par l'amélioration de l'efficacité du forage ; les plateformes de forage basées sur l'intelligence artificielle ont réduit le coût par pied foré de 12 %. La capture de valeur intermédiaire progresse également, le projet de Développement du Gaz Riche de 5 milliards USD augmentant la capacité des pipelines et de compression, haussant les objectifs d'EBITDA d'ADNOC Gas de 40 % pour 2023-2029.
Malgré une contribution moindre, l'intégration aval renforce la résilience nationale. L'expansion de Borouge à 6,6 millions de tonnes par an (tpa) de polyoléfines d'ici 2028 assure la flexibilité des matières premières, et la modernisation de Jebel Ali par ENOC augmente le rendement en carburants propres. Ces initiatives ancrent la diversification pétrochimique et couvrent les cycles de prix du pétrole brut, maintenant le marché du pétrole et gaz des EAU en position de compétitivité multi-chaîne.
Par Localisation : La Vélocité Offshore Dépasse la Dominance Terrestre
Les actifs terrestres ont fourni 68,92 % du volume de 2025, bénéficiant de réseaux de collecte existants et de coûts d'extraction plus faibles. Les récentes attributions non conventionnelles à EOG Resources injectent une expertise en schiste qui peut augmenter le débit de gaz terrestre et s'aligner sur les objectifs de part de marché du pétrole et gaz des EAU en matière d'autosuffisance.
L'offshore, cependant, est le moteur de croissance avec un TCAC de 6,28 % jusqu'en 2031. Les îles artificielles à Hail & Ghasha réduisent les coûts de mobilisation des plateformes de forage, et la compression sous-marine à Das Island ajoute 840 millions de scf/j de gaz pour l'exportation de GNL. Le contrat de 2,5 milliards USD de NMDC Energy sur Lower Zakum souligne la profondeur locale en ingénierie, approvisionnement et construction et met en évidence comment la logistique marine de pointe propulse le marché du pétrole et gaz des EAU vers des eaux plus profondes.
Par Service : La Construction en Tête tandis que le Déclassement Prend de l'Ampleur
Les services de construction ont capturé 63,05 % des dépenses de 2025, reflétant le déploiement de mégaprojets tels que l'installation de cogénération de 1 milliard USD du Projet Volta, qui alimente les complexes de dérivés de TA'ZIZ. La croissance du segment se poursuit à mesure que les complexes intégrés regroupent les services publics, les pipelines et les couches numériques dans des scopes d'ingénierie, approvisionnement et construction uniques.
La maintenance et les arrêts techniques maintiennent la disponibilité des actifs, EnerMech remportant des contrats de grue pluriannuels et appliquant des inspections par drone pour réduire les temps d'arrêt de 15 %. Le déclassement, bien que encore de niche, se développe à un TCAC de 7,08 % jusqu'en 2031. La victoire de Saipem SpA sur les premiers démantèlements de plateformes établit des précédents pour les réglementations de fin de vie, positionnant le marché du pétrole et gaz des EAU pour un retrait responsable des actifs aligné sur les normes ESG mondiales.
Analyse Géographique
Abou Dabi domine la production d'hydrocarbures, représentant 95 % des réserves pétrolières des EAU et 92 % de ses réserves gazières. Des investissements dépassant 30 milliards USD jusqu'en 2031 porteront sa capacité à 5 millions de bpj et consolideront l'émirat en tant que pôle opérationnel du marché du pétrole et gaz des EAU. Les pôles de traitement regroupés à Habshan, Asab et Das Island rationalisent la logistique et contribuent à réduire les coûts unitaires malgré la hausse des teneurs en eau dans les réservoirs matures.
Dubaï complète le poids amont avec le négoce et le stockage. ICE Futures Abou Dabi fournit des références transparentes pour le Murban, tandis que les réservoirs étendus de Fujairah capitalisent sur la proximité géographique avec les voies maritimes critiques. Les règles des zones franches de la ville attirent les négociants qui arbitrent les qualités de pétrole brut, les carburants et le GNL, générant une liquidité supplémentaire pour le marché du pétrole et gaz des EAU.
Les Émirats du Nord fournissent des services spécialisés. Le pôle gazier de Charjah équilibre les fluctuations de la demande intérieure, et les zones industrielles de Ras Al Khaïmah accueillent des chantiers de fabrication au service du déclassement régional. Les statuts environnementaux fédéraux harmonisent les normes entre les émirats, simplifiant la conformité pour les opérateurs qui couvrent plusieurs juridictions au sein du marché du pétrole et gaz des EAU.
Paysage réglementaire
Le cadre réglementaire du secteur pétrolier et gazier des Émirats arabes unis combine une gouvernance environnementale fédérale avec un contrôle des ressources au niveau des émirats. Au niveau fédéral, le ministère de l'Énergie et des Infrastructures (MOEI) supervise les mandats sectoriels liés à l'approvisionnement énergétique et à la coordination, tandis que la conformité environnementale des opérations pétrolières et gazières s'ancre dans la loi fédérale n° 24 de 1999 pour la protection et le développement de l'environnement, qui couvre les exigences en matière de sécurité environnementale, de gestion des déchets et de limites sur les émissions de combustion.
Au niveau des émirats, la supervision à Abou Dabi est assurée par des entités telles que le Conseil suprême des affaires financières et économiques (SCFEA) pour l'attribution des concessions et l'orientation sectorielle, tandis que d'autres émirats utilisent leurs propres conseils (par exemple, le Conseil de l'énergie de Sharjah). En pratique, l'entrée en amont passe généralement par des structures de concession et d'accès aux gisements pilotées par ADNOC, cette dernière imposant également des normes de conformité et de code de conduite à l'échelle du groupe pour ses filiales majoritairement détenues, ce qui façonne à son tour le comportement des sous-traitants et les attentes en matière d'audit tout au long de la chaîne de valeur.
Paysage Concurrentiel
ADNOC ancre la chaîne de valeur, contrôlant les concessions amont et canalisant les capitaux vers les expansions intermédiaires et aval. L'acquisition en cours de Santos pour 19 milliards USD signale l'intention de croître au-delà des frontières nationales et de diversifier les sources de revenus. Les jumeaux numériques, les déploiements de CCUS et les pilotes d'hydrogène bleu démontrent comment le leadership étatique guide le marché du pétrole et gaz des EAU vers une rentabilité à faible émission de carbone.
Les majors pétrolières internationales, ExxonMobil, BP, TotalEnergies SE, Shell PLC et Chevron Corporation, se disputent les surfaces, attirées par des conditions de concession transparentes et un faible risque souverain. Leurs systèmes sous-marins avancés, leurs matériaux ultra-acides et leurs flottes de fracturation à haute pression élèvent les plafonds techniques, accélérant le délai de première production dans les projets de partenariat.
Les prestataires de services sont partagés entre les géants mondiaux et les spécialistes locaux. Schlumberger Limited, Halliburton Company et Baker Hughes Company fournissent l'évaluation des formations, la fracturation et la turbomachinery, tandis que NMDC Energy, Target Engineering et Petrofac Limited tirent parti des exigences de valeur nationale pour capturer les scopes d'ingénierie, approvisionnement et construction. Le déclassement, les modernisations CCUS et le soutage GNL présentent de nouvelles opportunités, promettant des flux de revenus supplémentaires et une compétitivité accrue dans le marché du pétrole et gaz des EAU.
Leaders de l'Industrie du Pétrole et Gaz des Émirats Arabes Unis
Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC)
Exxon Mobil Corporation
TotalEnergies SE
BP PLC
Shell PLC
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
Les vastes pipelines de contrats pluriannuels et les attributions majeures de concessions gazières créent des opportunités pour l'EPC, la fabrication locale et les services pétroliers avancés liés aux exigences de valeur ajoutée locale (In-Country Value). En mai 2026, ADNOC a annoncé un plan visant à attribuer 200 milliards d'AED (55 milliards d'USD) de contrats de projet sur la période 2026-2028, un volume qui élargit le champ des travaux adressables pour la fabrication, les équipements rotatifs, l'intégration de systèmes numériques et les colis à long délai de livraison à travers les projets amont, intermédiaire et aval. L'écosystème TA'ZIZ dans la ville industrielle d'Al Ruwais soutient également une demande supplémentaire en services publics, pipelines et infrastructures liées aux matières premières à mesure que les investissements dans les produits chimiques industriels s'intensifient.
L'autosuffisance gazière et le développement du gaz lié à l'exportation restent des couloirs d'opportunités clés, soutenus par de nouveaux programmes offshore et onshore. En janvier 2026, ADNOC a annoncé une décision finale d'investissement pour le développement du gaz profond SARB (200 millions de pieds cubes standard/jour), et en juin 2026, le SCFEA a attribué la concession de Bab Gas Cap à un consortium dirigé par ADNOC avec des partenaires internationaux, ancrant un programme de développement à grande échelle autour du traitement du gaz et des infrastructures associées. Sur le plan de la monétisation, les accords d'enlèvement de GNL à long terme pour Ruwais LNG, incluant un accord de 15 ans pour 1 million de tonnes par an précédemment signé avec IndianOil et un accord de 15 ans pour 1 million de tonnes par an signé avec le japonais INPEX en juillet 2026, renforcent l'argument commercial en faveur de la logistique GNL, des services liés au soutage et des solutions de réduction des émissions intégrées aux nouvelles installations.
Développements récents du secteur
- Juillet 2026 : ADNOC a signé un accord d'achat et de vente de 15 ans avec le japonais INPEX pour fournir 1 million de tonnes par an de GNL provenant du projet Ruwais LNG. L'accord renforce la couverture d'enlèvement à long terme pour un nouvel actif d'exportation et soutient la visibilité des investissements dans la liquéfaction, le stockage et les services d'expédition. Il renforce également le rôle des Émirats arabes unis dans la connexion entre les développements gaziers en amont et les exportations de GNL sous contrat.
- Juin 2026 : le Conseil suprême des affaires financières et économiques d'Abou Dabi (SCFEA) a attribué la concession de Bab Gas Cap à un consortium dirigé par ADNOC, avec TotalEnergies et BP parmi les partenaires. L'ampleur du projet, estimée à 1,5 milliard de pieds cubes standard par jour, stimule la demande de traitement capable de gérer le gaz acide, de compression et de services spécialisés de forage et de complétion. L'intégration de partenaires internationaux supplémentaires dans un développement gazier phare approfondit également les opportunités de transfert de technologie et d'approvisionnement à travers la chaîne d'approvisionnement nationale.
- Septembre 2025 : ADNOC a initié une offre de 19 milliards d'USD pour Santos, soutenue par des plans de financement par emprunt dépassant 10 milliards d'USD. Cette démarche a signalé une volonté de diversifier les revenus au-delà de la base nationale et d'accroître l'exposition internationale au gaz, complétant la stratégie GNL et gaz des Émirats arabes unis. Elle a également mis en évidence une volonté d'utiliser des fusions-acquisitions à grande échelle en parallèle des mégaprojets organiques pour repositionner le portefeuille.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et couverture du marché
Pour cette étude, le marché du pétrole et du gaz des Émirats arabes unis est dimensionné en valeur sur la base des dépenses liées aux activités amont, intermédiaires et aval à travers les actifs onshore et offshore, y compris les besoins en projets majeurs et en services d'exploitation.
Exclusions du périmètre : nous excluons les énergies renouvelables, les équipements de production d'électricité et les produits chimiques non hydrocarbonés qui ne sont pas liés à la demande de production, de traitement, de transport ou de raffinage de pétrole et de gaz.
Aperçu de la segmentation
- Par Secteur
- Amont
- Intermédiaire
- Aval
- Par Localisation
- Terrestre
- Offshore
- Par Service
- Construction
- Maintenance et Arrêt Technique
- Déclassement
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
La recherche documentaire est utilisée pour cartographier la structure du secteur et ancrer nos hypothèses à des signaux publiquement visibles. Nous nous référons généralement aux statistiques officielles de production et de capacité de sources telles que l'OPEP, l'Agence internationale de l'énergie, l'EIA américaine et UN Comtrade pour les flux commerciaux, suivies des références politiques et de licences des portails gouvernementaux et des régulateurs de l'énergie des Émirats arabes unis.
Nous examinons également les rapports annuels des entreprises, les présentations aux investisseurs, les annonces de projets et une couverture médiatique fiable pour établir une chronologie claire des ajouts de capacité, des expansions sur sites existants et des cycles de maintenance. Lorsque disponible, un abonnement payant qui suit les finances des entreprises et une base de données d'importation et d'exportation au niveau des expéditions sont utilisés pour vérifier de manière croisée les schémas de mouvement d'équipements et de matériaux qui correspondent au calendrier des projets. Les sources documentaires listées ici sont illustratives, et d'autres références publiques sont utilisées pour collecter, valider et clarifier les données au cours du travail.
Entretiens et enquêtes primaires
Des entretiens primaires et des enquêtes structurées sont utilisés pour tester ce que les sources documentaires ne peuvent pas montrer clairement, comme la répartition entre les travaux de construction neuve et de maintenance et la manière dont les valeurs contractuelles se traduisent en valeur de marché annualisée. Nous nous entretenons avec un ensemble d'opérateurs, d'entreprises d'EPC et de services, d'acteurs de la logistique et du commerce, et de conseillers du secteur à travers les principaux pôles d'activité des Émirats arabes unis, puis révisons certaines hypothèses lorsque les réponses présentent une grande variance.
Répartition des répondants du travail de terrain de la recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant |
|---|---|
| Premier rang : 27 % | Direction générale (CXO) : 12 % |
| Rang intermédiaire : 56 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 30 % |
| Petits acteurs : 17 % | Managers : 58 % |
Dimensionnement et prévision du marché
Le dimensionnement commence par une reconstruction descendante du bassin d'activité des Émirats arabes unis en reliant les perspectives de production d'hydrocarbures et le débit de traitement et de raffinage aux dépenses attendues à travers l'amont, l'intermédiaire et l'aval. Ces totaux sont ensuite vérifiés à l'aide d'approximations ascendantes sélectives, où des attributions de projets échantillonnées, des fourchettes de coûts typiques pour la maintenance et les arrêts, et une consolidation limitée de l'exposition au chiffre d'affaires des fournisseurs et sous-traitants sont utilisées pour ajuster le chiffre final.
Les principales données utilisées dans le modèle incluent les niveaux de production de pétrole brut et de gaz, les calendriers d'ajouts de capacité prévus et de suppression des goulots d'étranglement, l'utilisation des raffineries et des installations de traitement du gaz, la cadence des arrêts et des révisions, ainsi qu'une vision pratique de l'intensité des coûts onshore par rapport à l'offshore. Lorsqu'une donnée ascendante manque pour une activité de niche, nous comblons l'écart en appliquant des références de projets comparables, puis en validant la dépense implicite par des retours d'entretiens.
Pour les prévisions, une analyse de scénarios est utilisée afin que le scénario de base puisse refléter le risque de calendrier des projets et le comportement d'investissement lié aux prix sans surajuster le modèle. Les hypothèses sur les dates de démarrage des projets, l'utilisation et l'intensité des services sont mises à jour à l'aide des retours primaires, puis la prévision est traduite en valeurs de marché annuelles en USD avec un calendrier de conversion des devises cohérent.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats sont triangulés par rapport à des signaux indépendants tels que les statistiques de production et de capacité, les pipelines de projets publics et les mouvements d'importation et d'exportation observés pour les équipements et matériaux pertinents, puis toute déviation importante est examinée. Un journal des écarts est maintenu afin que les sauts inhabituels puissent être retracés jusqu'à une donnée spécifique, et ces données sont revérifiées avant validation finale.
Le modèle et le récit passent par des révisions d'analystes en plusieurs étapes, et nous recontactons les sources lorsqu'une hypothèse majeure évolue ou lorsque de nouveaux projets sont attribués ou retardés. Les rapports sont actualisés annuellement, avec des mises à jour intermédiaires lorsque des événements significatifs se produisent, et une dernière vérification avant livraison est effectuée afin que les clients reçoivent la vision la plus récente.
Dimensionnement du marché du pétrole et du gaz des Émirats arabes unis par Mordor Intelligence comparé à d'autres estimations publiées
Les valeurs de marché publiées pour le pétrole et le gaz des Émirats arabes unis ne correspondent souvent pas car chaque source mesure une réalité économique différente, et le périmètre n'est pas toujours clairement énoncé. Certains chiffres suivent le chiffre d'affaires sectoriel, tandis que d'autres suivent les dépenses de projets et d'exploitation, et la fenêtre temporelle pour la conversion des devises peut également modifier le résultat.
Les principaux facteurs d'écart sur ce marché sont de savoir si l'amont, l'intermédiaire et l'aval sont tous comptabilisés ensemble, et si des catégories de services comme la construction, la maintenance et les arrêts, et le démantèlement sont inclus dans la valeur du marché. Un autre facteur est l'utilisation de mesures basées sur le volume ou du chiffre d'affaires sectoriel global pour déduire la valeur, ce qui peut gonfler les totaux lorsqu'ils ne sont pas filtrés jusqu'aux dépenses effectuées à l'intérieur des Émirats arabes unis pour une année donnée. Cette étape est appliquée vers la fin du processus de dimensionnement chez Mordor Intelligence.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes dans la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 14,22 milliards d'USD (2025) | |
| Cabinet de conseil mondial A | 174,50 milliards d'USD (2024) | Ce chiffre semble refléter une vision plus large du chiffre d'affaires sectoriel et inclut des catégories de produits comme l'essence et la pétrochimie, ce qui peut se comporter davantage comme une valeur de production que comme une dépense annualisée des Émirats arabes unis pour les activités pétrolières et gazières. |
| Cabinet de conseil régional B | 450,00 milliards d'USD (2030) | Cette valeur est une estimation d'année cible à long terme sensible à des hypothèses agressives d'investissement et de prix, et elle n'est pas directement comparable à une taille de marché d'année de base à court terme sans normaliser la fenêtre de prévision et le périmètre. |
Globalement, l'écart s'explique principalement par ce qui est compté et pour quelle année cela est rapporté. En maintenant le périmètre lié aux dépenses d'activité onshore et offshore des Émirats arabes unis à travers l'amont, l'intermédiaire et l'aval, puis en le vérifiant par rapport au calendrier des projets et aux cycles d'exploitation, l'estimation reste plus facile à réconcilier et à reproduire d'une année à l'autre.
Questions Clés Répondues dans le Rapport
Quelle est la taille du marché du pétrole et gaz des EAU en 2026 ?
La taille du marché du pétrole et gaz des EAU s'élève à 14,94 milliards USD en 2026 et est sur la voie d'une expansion régulière, atteignant 19,11 milliards USD d'ici 2031.
Quel TCAC est attendu pour les revenus des hydrocarbures des EAU jusqu'en 2031 ?
Les revenus du marché devraient croître à un TCAC de 5,05 % sur 2026-2031, reflétant des investissements robustes dans l'amont et le GNL.
Quel segment domine actuellement les revenus aux EAU ?
Les opérations amont dominent avec une part de 71,62 % en 2025, portées par les expansions de Lower Zakum et Hail & Ghasha.
Quelle localisation connaît la croissance la plus rapide dans la production des EAU ?
Les champs offshore progressent à un TCAC de 6,28 % jusqu'en 2031, à mesure que les projets de gaz acide en eaux profondes entrent en production.
Quelles nouvelles voies d'exportation émergent ?
Le GNL à faible émission de carbone et l'ammoniac bleu, soutenus par un CCUS intégré, élargissent les options d'exportation au-delà du pétrole brut.
Quelle est la concentration du pouvoir des fournisseurs ?
ADNOC et quatre majors contrôlant 60 à 65 % du chiffre d'affaires, le marché affiche une concentration modérée avec un score de 6.
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