ベトナム石油・天然ガス上流市場の規模と市場シェア分析 - 成長トレンドと予測（2026年～2031年）

ベトナム石油・天然ガス上流市場のトレンドと洞察

原油価格の上昇

ブレント原油が1バレルあたり70米ドル超で安定していることは、高い揚油コストにより長らく阻まれていた成熟海上油田の再開発を支えている。オペレーターは現在、破砕した花崗岩貯留層における石油回収率向上（EOR）パイロット試験を承認し、新たなグリーンフィールドインフラを必要とせずに増分生産量を増加させる長距離サイドトラックを正当化している。PetroVietnamの2025年投資急増はプロジェクト経済性への新たな信頼を示しているが、価格支援だけでは地質的枯渇を相殺することはできない。したがって、ベトナム石油・天然ガス上流市場は、マージンを維持するためにコスト規律と技術導入の両方に依存している。

発電向け国内ガス需要の増大

電力消費量は年率8%で増加しており、政府政策は2030年から2040年にかけての石炭廃止を義務付けているため、海上ガスに対する確実な需要先が生まれている。政令100/2025号は発電事業者に対し、長期契約のもとで国内ガスを調達することを義務付け、上流投資家のキャッシュフローを安定させている。^{[2]xaydungchinhsach.chinhphu.vn、「ガス火力発電に関する政令100/2025号」、chinhphu.vn} Ca Voi Xanhのような統合プロジェクトはこのシフトを象徴しており、3GWの発電容量と専用の海底ガス供給を組み合わせ、LNG輸入依存を低減している。したがって、ベトナム石油・天然ガス上流市場は、下流の電力戦略との連携を一層強めている。

新規PSCライセンス交付ラウンド

鉱区15-1およびその他の新規入札鉱区は、プレ・ターシャリー構造に富んだフロンティア盆地における探鉱モメンタムを維持しようとするハノイの意図を示している。財政的優遇措置は外国企業の参加とローカルコンテントのバランスを取りながら、加速した商業化条項により投資回収期間を短縮している。TGTおよびCNVなどの成熟資産に対する延長措置は、既存貯留層から国家取り分を最大化する上での規制当局の実用主義的姿勢を確認させるものである。こうした動きは、ベトナム石油・天然ガス上流市場における長期的な埋蔵量更新を支えている。

デジタル地下探査イメージングの導入

人工知能（AI）支援型地震波インバージョンは、破砕した花崗岩の予測において80%の精度を達成し、空振り（ドライホール）の確率を大幅に低下させている。先読みVSP（坑内地震探査）技術は深度不確実性を7メートルに抑制しており、これは薄い炭酸塩岩ターゲットにおいて決定的な差となる。^{[3]OnePetro、「ベトナムにおける軸方向振動掘削の成功」、onepetro.org} 早期導入企業は二桁台の掘削時間削減を報告しており、ベトナム石油・天然ガス上流産業全体においてデジタル能力が重要な差別化要因として位置付けられている。

複雑な許認可と官僚主義

複数機関による承認プロセスは、最終投資決定（FID）のタイムラインを1年以上延ばし、限界見通しに対するオーバーヘッドコストを膨らませる可能性がある。^{[4]VietnamPlus、「規制上のボトルネックが投資を遅延させる」、vietnamplus.vn} 高いコンプライアンスコストはベトナム石油・天然ガス上流市場の小規模オペレーターに重くのしかかり、一部のオペレーターはプロジェクトを延期したり、規制対応の負担を分担するアライアンス構築を模索する動きを促している。

南シナ海の領土紛争

ケーブル切断や調査船への妨害事件により、企業は保険および資金調達モデルに地政学的リスクを織り込むことを余儀なくされている。一部のメジャー企業は外交的摩擦を避けるために係争中の鉱区を返上しており、探鉱の幅を狭め、資源ポテンシャルを未開発のまま残している。

*当社の予測では、推進要因および抑制要因の影響を加算的ではなく方向性のあるものとして扱います。影響予測は、ベースライン成長、構成効果、および変数間の相互作用を反映しています。

セグメント分析

展開場所別：海上の優位性が市場の進化を牽引

海上開発は2025年収益の77.25%を生み出し、2031年にかけてCAGR 5.84%を達成する見込みであり、ベトナム石油・天然ガス上流市場における中心的な位置を強調している。ナムコンソン盆地およびクウロン盆地の水深50〜200メートル帯に残存埋蔵量の大半が集中しており、高仕様リグ、海底タイバック、および浮体式処理ユニットを必要としている。軸方向振動ツールを用いて掘削された水平延長3kmという記録は、イノベーションが基盤岩の硬さをいかに補完するかを示している。

成長は、陸上の発電所に接続された統合ガスハブに依存しており、変動する商品価格ではなく初回石油生産能力支払いを通じて生産量を収益化している。予定より20日早く日量6,000バレルで生産を開始したダイフン・フェーズ3の初回石油生産は、プロジェクト管理の成熟と、ユニットコストを抑制する共有インフラモデルの有効性を示している。それでも、乗組員不足や悪天候による稼働停止がスケジュールを複雑にしており、ベトナム石油・天然ガス上流産業全体にわたって強固なコンティンジェンシー計画が求められている。

都市拡大と成熟油田の枯渇に制約される陸上鉱区は、安定した控えめな生産量を提供しているが、新規資本の呼び込みは限られている。オペレーターはプラトーを維持するために低コストの修繕工事（ワークオーバー）と水交互ガス注入法を選好しているが、資源の上振れ余地は海上見通しと比較すると限定的である。したがって、ベトナム石油・天然ガス上流市場における価値創造は引き続き、海上での卓越した執行力に依存することになる。

注記: 各セグメントの詳細なシェアはレポート購入後にご確認いただけます

資源タイプ別：天然ガスへの転換が産業ダイナミクスを再形成

天然ガスは2025年収益の59.65%を占め、CAGR 6.02%で成長すると予測されており、ベトナム石油・天然ガス上流市場における支配的地位を固めている。Ca Voi Xanh、鉱区B、ナムズー/ウー・ミンが生産を拡大するにつれ、生産量は2025年の80億立方メートル（8 bcm）から2034年には200億立方メートル（20 bcm）超に増加する予定である。1日あたり8,000万立方フィート（80 mmcfd）のテイク・オア・ペイ条件を含むガス売買契約は、予測可能なキャッシュフローを確保し、プロジェクト資金調達を促進する。

原油は依然として製油所原料として不可欠であるが、貯留層枯渇と探鉱成功の限定性により緩やかな減少に直面している。ガス開発に連動するコンデンセートストリームは石油化学産業向けの高付加価値ナフサを提供し、原油生産量の減少を部分的に補っている。ベトナム石油・天然ガス上流産業は、海底坑口から発電所バーナーチップに至るガスバリューチェーン全体を統括できるオペレーターをますます評価するようになっている。

坑井タイプ別：在来型の優位性と非在来型の台頭

在来型坑井完成工事は2025年生産量の92.35%を占め、ベトナムの構造トラップ地質を反映している。それでも、水平掘削、多段階水圧破砕、およびポリマー注入法がタイトカーボネートと残留油をアンロックするにつれ、非在来型および回収率向上プロジェクトはCAGR 6.69%で成長している。クウロン盆地の既存坑井における再水圧破砕（リ・フラック）パイロット試験は、回収率を3〜5パーセントポイント向上させており、ベトナム石油・天然ガス上流市場にとって意義ある追加的生産ストリームを示している。

非在来型の成功を拡大するには、コスト削減、高品位候補選定のためのデータアナリティクス、および水圧破砕化学物質に関する規制上の明確化が必要となる。サービス事業者が経験を積み重ねるにつれ、学習曲線の恩恵が普及を加速させ、従来の地質構造を超えた生産基盤の多様化をもたらす可能性がある。

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サービス別：開発重視と探鉱の成長

開発・生産サービスは2025年の市場収益の64.85%を生み出し、デジタル坑井監視、人工リフト最適化、および設備のデボトルネッキングを通じて承認済み油田からの生産量最大化をオペレーターが優先していることを反映している。10年間の統合サービス契約は、ベトナムの海洋気象条件に適した専門機器への投資に対してベンダーに事業見通しを提供している。

探鉱サービス支出は、フー・カイン盆地および深部ソン・ホン盆地のプレ・ターシャリー見通しを対象としたフロンティア地震波探査や細径孔評価井掘削を受けてCAGR 6.29%で拡大している。オペレーターは複数属性AIワークフローを導入して見通しのランキング精度を高め、空振りリスクを低減している。廃坑サービスはまだ黎明期にあるが、第一世代プラットフォームが経済的寿命の終わりを迎える2030年以降に拡大し、ベトナム石油・天然ガス上流市場内で新たな収益ストリームを生み出す可能性がある。

地理的分析

ナムコンソン盆地は2025年に国家全体の炭化水素生産量の37.65%を占め、主にダイフン、鉱区B、およびホーチミン市近郊の発電所に供給する関連ガスパイプラインに牽引されている。クウロン盆地がこれに続き27.15%を占め、ウォーターフラッド最適化とサイドトラック掘削が自然枯渇を緩和している。ソン・ホン盆地とフー・カイン盆地は高リスク・高リターンのフロンティアとして位置付けられており、初期3次元（3-D）探査では有望な炭酸塩岩バイオハームが確認されているが、深海における課題も明らかになっている。

オペレーターは外交的摩擦を最小化するためにベトナムの排他的経済水域（EEZ）内に確実に含まれるエリアを選好している。中国の九段線と重複する鉱区は、保険会社や貸し手が高額なプレミアムを要求するため、大規模なガス徴候にもかかわらず探鉱が進んでいない。タイとのタイランド湾における共同開発対話は、マレーシアとタイの間で2020年代中頃に達成された成功を再現し得る実際的な資源分担の道筋を示唆している。 インフラがプロジェクトのタイミングを左右しており、開発業者はナムコンソン本幹パイプラインへのタイバックを選好してCAPEXを削減し、初回ガス生産を加速させる。ニャチャンのような観光回廊付近の新規陸上接続に対する環境許認可はより厳格であり、パイプライン陸揚げ地点を産業クラスターへと誘導している。ダナン以北のサイクロンは、より重いFPSO（浮体式生産貯蔵積出設備）係留と避難プロトコルを必要とし、操業費（OPEX）を増加させる。鉱区がより深い海域に移行するにつれ、ベトナム石油・天然ガス上流市場全体の安全記録を維持するためにヘリデッキロジスティクスと緊急対応能力のギャップを是正する必要がある。

規制環境

ベトナムの上流部門のガバナンスは、2022年石油ガス法を基盤としている。この枠組みの下、産業貿易省(MOIT)は基礎的な石油調査および石油活動(検証・評価段階を含む)を監督し、生産分与契約(PSC)はベトナム石油ガスグループ(ペトロベトナム/PVN)と投資家の間の主要な契約手段であり続け、MOITの手続きおよび主要条件に関する首相レベルの承認を必要とする。国営企業による海洋投資も、2024年12月5日発効の政令132/2024/ND-CPによって規定されており、これは手続きを明確化し、その国家管理範囲内の事項についてMOITの意見を要求するもので、探査プログラムから資源評価、商業化決定までの複数機関にわたる順序立てを強化している。

技術的コンプライアンス要件は、2026年1月20日発効の通達57/2025/TT-BCTによって強化された。同通達は探査、開発、生産活動全般にわたる技術要件を定め、現場の実施およびコントラクターの資格に関する文書化された基準への依存度を高めている。2026年も政策作業は続き、MOITの石油ガス炭素部門は2026年5月に石油法の改正草案作成を主導するよう指名され、上流投資手続きをより広範な投資および国家資本管理規則と整合させる動きを示している一方で、許認可の複雑さは依然としてプロジェクトサイクルの期間を制約している。

市場機会と将来展望

短期的な空白領域は、契約に基づく国内販売を通じて商業化可能なガス主導の海洋開発に集中しており、上流の節目は施設の追加やガス販売契約と組み合わされている。具体例として、Block 15-1におけるスー・トゥ・トラン第2Bフェーズの経路があり、GSPA(ガス販売購入契約)が締結され、開発計画には新たな中央ガス施設(CGF)プラットフォームが含まれている。また、ナムズーとウーミンのガス発見案件では、ベトナム政府が2026年3月に油田開発計画を承認した。この承認により、インフラの入札が可能となり、プロジェクトは評価段階から実行段階へと移行した。これらの動きは、リスクの高いフロンティア探査から、海洋ガス供給を自家発電需要に結び付ける統合プロジェクト開発への転換というレポートで述べられている流れに合致している。

機会は、(i) 成熟盆地における掘削可能な資源在庫を更新する評価および資源上振れ確認、Murphyのブロック15-2/17におけるHai Su Vang-2X評価結果に示されている通り、また(ii) 深海、海洋、非従来型ブロックに対する2022年石油ガス法の財政・契約上の優遇措置からも生じている。より長い契約期間や延長された探査期間を含むこうした規定は、技術的に困難な区域の投資可能性を高める。同時に、国内の上流事業体は地下資源やインフラの優位性を収益化できる隣接能力を拡大しており、PVEPがCO2輸送などのCCUS関連分野への進出を表明していることが、従来型開発業務と並んでサービス提供者との連携の道を開いている。