Analisi delle dimensioni e delle quote di mercato delle infrastrutture petrolifere e del gas - Tendenze di crescita e previsioni (2026-2031)

Tendenze e approfondimenti sul mercato globale delle infrastrutture petrolifere e del gas

Ciclo di sostituzione delle condotte invecchiate

Nel 2025, gli operatori nordamericani hanno aggiunto 6.3 miliardi di piedi cubi al giorno di nuova capacità di gasdotti, ma la maggior parte delle costruzioni ha semplicemente sostituito i segmenti corrosi installati negli anni '1960 e '1970 ^{[1] US Energy Information Administration, “Natural Gas Pipeline Capacity Additions 2025,” eia.gov} . Washington ha erogato 196 milioni di dollari di sovvenzioni federali a 19 stati per il controllo della corrosione e l'ammodernamento delle condotte in acciaio nello stesso anno ^{[2] US Department of Transportation, “Federal Pipeline Safety Grants 2025,” transportation.gov} . Dall'altra parte dell'Atlantico, circa il 40% della rete ad alta pressione europea è precedente al 1980, il che ha spinto le autorità di regolamentazione a ridurre gli intervalli di ispezione ai sensi della norma ISO 16708, una mossa che sta alimentando la domanda a ciclo breve di acciaio di alta qualità e apparecchiature di saldatura automatizzate. Gazprom intende dismettere 8,000 chilometri di gasdotti principali entro il 2028 e reindirizzare i fondi verso nuove rotte artiche, a dimostrazione di come le infrastrutture obsolete vengano declassate a favore di progetti che si adattano ai mutamenti dei modelli commerciali. Nel complesso, l'ondata di sostituzione rappresenta un catalizzatore duraturo per le acciaierie e i fornitori di prodotti per la protezione dalla corrosione, nonostante i picchi dei prezzi dell'acciaio a volte ritardino gli ordini.

Aumento del commercio globale di GNL

Il commercio di GNL è salito a 412 milioni di tonnellate nel 2025, con un aumento del 4.8% su base annua che riflette la necessità dell'Europa di compensare la perdita di 155 miliardi di metri cubi di volumi di gasdotti russi e la continua transizione dal carbone al gas in Asia ^{[3] International Gas Union, “2026 World LNG Report,” igu.org} . Tre terminali di esportazione statunitensi, Calcasieu Pass 2, Golden Pass e Plaquemines, hanno ottenuto l'approvazione finale nel 2025 e aggiungeranno collettivamente 39.6 milioni di tonnellate all'anno di capacità nominale entro la fine del decennio. L'Europa ha commissionato ulteriori 85 miliardi di metri cubi di spazio di rigassificazione tra il 2022 e il 2025, un terzo dei quali è stato realizzato tramite unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione, consentendo una rapida implementazione e riducendo i costi iniziali ^{[4] ENTSOG, “European LNG and Storage Map 2025,” entsog.eu} . Nel 2025 il Qatar ha mantenuto una quota del 20% delle esportazioni globali, ma è stato costretto a dichiarare la forza maggiore su specifici carichi durante l'interruzione del traffico nello Stretto di Hormuz nel marzo 2026, esponendo il rischio di concentrazione nella ristretta via di navigazione dello Stretto. Sebbene l'ampliamento rafforzi la resilienza del sistema, amplifica anche le preoccupazioni relative agli asset non recuperabili qualora la penetrazione delle energie rinnovabili dovesse frenare la domanda di gas a lungo termine.

Aumento degli investimenti in conto capitale per le attività in acque profonde e ultra-profonde.

Nel 2025, la brasiliana Petrobras ha approvato le unità di produzione galleggianti Búzios 9 e Mero 4, ciascuna progettata per processare 180,000 barili al giorno, e ha contemporaneamente assegnato lavori sottomarini per 1.2 miliardi di dollari a McDermott e Subsea 7. In Africa, la nave galleggiante per GNL Coral Norte del Mozambico è entrata in funzione, processando 3.4 milioni di tonnellate all'anno dal blocco Area 4, a dimostrazione che il gas in acque ultra-profonde può essere competitivo se abbinato alla liquefazione modulare. Nel 2025, Chevron ha investito 7 miliardi di dollari in un portafoglio di progetti in acque profonde, tra cui la piattaforma ad alta pressione Anchor nel Golfo del Messico statunitense. Questi progetti tecnicamente complessi alimentano la domanda di attrezzature di processo sottomarine avanzate, veicoli a comando remoto e navi di installazione specializzate. Tuttavia, i superamenti dei costi rimangono frequenti quando gli appaltatori si trovano ad affrontare imprevisti geologici o ritardi nelle autorizzazioni.

Programmi nazionali di sicurezza energetica

L'India ha presentato una tabella di marcia per investimenti nel settore energetico da 500 miliardi di dollari fino al 2030, stanziando circa 100 miliardi di dollari per l'esplorazione a monte al fine di ridurre la dipendenza dalle importazioni, che si attestava all'85% nel 2025. Le nuove raffinerie costiere in Gujarat e Odisha spingeranno la produzione nazionale di raffinazione verso i 300 milioni di tonnellate all'anno entro il 2028 e creeranno ulteriore domanda per l'ampliamento dei moli e la costruzione di gasdotti. Giappone e Corea del Sud hanno innalzato a 90 giorni il livello minimo obbligatorio di scorte di GNL entro il 2025, innescando una corsa agli affitti di caverne sotterranee e serbatoi fuori terra. Nel frattempo, l'Unione Europea ha legiferato una regola di riempimento dei depositi al 90% ogni 1° novembre, un obiettivo testato con successo per la prima volta nel 2024-2025 nonostante i minori afflussi di gas dalla Russia. Questi programmi creano una domanda immediata di caverne di stoccaggio, moli di importazione e collegamenti intraregionali, pur esponendo i bilanci statali alle fluttuazioni dei prezzi.

Estrema volatilità dei prezzi del petrolio

All'inizio del 2026, il prezzo medio del Brent si è attestato tra i 62 e i 65 dollari al barile, in un contesto di surplus globale compreso tra 1.4 e 2.5 milioni di barili al giorno. L'allarme nello Stretto di Hormuz, nel marzo 2026, ha brevemente fatto salire i prezzi a 78 dollari, ma i valori si sono normalizzati entro dieci giorni in seguito al rilascio di riserve strategiche e alla deviazione delle rotte intorno al Capo di Buona Speranza. Gli operatori necessitano in genere di una soglia superiore a 70 dollari per dare il via libera a piattaforme a ciclo lungo e oleodotti transfrontalieri; pertanto, prezzi prolungati al di sotto dei 70 dollari rimandano le decisioni finali di investimento. Le società di perforazione di shale oil statunitensi hanno tagliato i budget dell'8% all'inizio del 2026, dando priorità ai rendimenti per gli azionisti rispetto alla crescita dei volumi, il che ha comportato la sospensione dei relativi ampliamenti dei sistemi di raccolta. Anche le compagnie nazionali latinoamericane hanno subito pressioni simili: Petrobras ha posticipato la costruzione di due unità galleggianti di produzione (FLO) nel 2025 e YPF ha rinviato un ampliamento da 2.5 miliardi di dollari di un oleodotto principale a servizio di Vaca Muerta.

Cambiamenti nell'allocazione del capitale per le emissioni zero e i criteri ESG

BP ha ridotto il suo budget per le energie rinnovabili di 5 miliardi di dollari nel 2025, reindirizzando la liquidità verso progetti di esplorazione e produzione nel Golfo del Messico in seguito alle richieste degli azionisti di pagamenti più rapidi. Shell ha bloccato la vendita della sua partecipazione in Sprng Energy in India, del valore di 1.55 miliardi di dollari, nel settembre 2025, segnalando condizioni di mercato avverse e un ripensamento strategico delle energie rinnovabili. I finanziatori europei come BNP Paribas e ING hanno annunciato nel 2025 che avrebbero finanziato nuovi oleodotti o impianti di esportazione di GNL solo se i progetti fossero in linea con le traiettorie dell'accordo di Parigi, aumentando di fatto il costo del debito per gli sviluppatori nelle economie emergenti. Sebbene la riduzione della spesa per le basse emissioni di carbonio possa rallentare le reti di idrogeno e di cattura del carbonio, prolunga la vita utile degli asset convenzionali, sostenendo paradossalmente la domanda a breve termine di progetti per il mercato delle infrastrutture petrolifere e del gas.

Analisi del segmento

Per tipologia: i terminali GNL superano in velocità i gasdotti tradizionali.

I terminali GNL si stanno espandendo più rapidamente tra le classi di asset, registrando un tasso di crescita annuo del 7.0% fino al 2031, nonostante nel 2025 le condotte detenessero ancora il 42.8% della quota di mercato delle infrastrutture petrolifere e del gas. La sola Europa ha aggiunto 85 miliardi di metri cubi di capacità di rigassificazione tra il 2022 e il 2025, facendo ampio ricorso a unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione che possono essere ormeggiate in meno di un anno. Le infrastrutture di stoccaggio stanno crescendo di pari passo perché Bruxelles impone un obiettivo di inventario del 90% ogni 1° novembre, incentivando la conversione di caverne e nuove lisciviazioni in cupole di sale. Le unità di raffinazione e lavorazione si trovano ad affrontare fortune alterne: la capacità nominale globale ha raggiunto i 102 milioni di barili al giorno nel 2025, ma l'utilizzo nell'OCSE si è attestato intorno all'82% a fronte della crescente diffusione dei veicoli elettrici, segnalando una potenziale razionalizzazione nei mercati maturi.

Le piattaforme di perforazione e i sistemi sottomarini, tuttavia, stanno beneficiando di una rinascita delle attività in acque profonde. Petrobras ha commissionato nel 2025 quattro unità galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO), per un valore complessivo di 14 miliardi di dollari, ciascuna con una capacità di 180,000 barili al giorno. Le stazioni di compressione sono in fase di elettrificazione; Cenovus ha installato 25 unità elettriche per un totale di 16 megawatt a Foster Creek nel 2025, riducendo il consumo di gas combustibile del 18%. Technip Energies si è aggiudicata un contratto EPC da 1.2 miliardi di dollari per l'espansione del giacimento di GNL North Field West in Qatar nel 2026, un progetto che prevede l'utilizzo di treni modulari che riducono i tempi di costruzione sul campo di 18 mesi rispetto ai megaprogetti tradizionali. Le dimensioni del mercato delle infrastrutture petrolifere e del gas per i terminali GNL sono quindi destinate a superare quelle dei nuovi gasdotti a lunga distanza nel prossimo decennio, rimodellando l'allocazione degli investimenti lungo l'intera catena del valore.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Applicazione: i guadagni di stoccaggio come copertura della volatilità

Nel 2025, le infrastrutture di trasporto hanno rappresentato la quota maggiore del fatturato, contribuendo per il 39.1%, a testimonianza di decenni di investimenti in oleodotti, petroliere e ferrovie per il trasporto di idrocarburi dai pozzi di estrazione ai centri di consumo. Tuttavia, lo stoccaggio e la distribuzione crescono del 6.6% annuo, spinti dalla copertura della volatilità dei prezzi e dagli obblighi di riserva previsti dalla legge. L'iniziativa indiana da 70,000 crore di rupie (8.4 miliardi di dollari) per la costruzione di 15 navi metaniere entro il 2030 dimostra come le nazioni dipendenti dalle importazioni cerchino l'autonomia logistica. Le infrastrutture di esplorazione e produzione hanno ricevuto un impulso significativo grazie allo stanziamento di 7 miliardi di dollari da parte di Chevron nel 2025 per piattaforme in acque profonde dotate di apparecchiature sottomarine a 20,000 psi, a conferma del ruolo della tecnologia nello sfruttamento di giacimenti precedentemente inutilizzati.

La lavorazione e la raffinazione rimangono cruciali nelle regioni ad alta crescita. L'India è sulla buona strada per portare la capacità di raffinazione a 300 milioni di tonnellate all'anno entro il 2028, grazie a nuovi complessi costieri progettati per gestire greggio più pesante ed esportare più diesel. Gli Emirati Arabi Uniti hanno ampliato del 50% la capacità di stoccaggio di Fujairah nel 2025 attraverso un ulteriore progetto da 42 milioni di barili, con l'obiettivo di assicurarsi oltre la metà della nuova capacità di stoccaggio del Medio Oriente entro il 2028. Questi esempi evidenziano come il mercato delle infrastrutture petrolifere e del gas per le applicazioni di stoccaggio stia acquisendo importanza rispetto alle pure infrastrutture di trasporto, soprattutto perché le energie rinnovabili intermittenti e la tassazione del carbonio amplificano la necessità di asset di bilanciamento flessibili.

Analisi geografica

North America Oil and Gas Infrastructure Market

Il Nord America si è aggiudicato il 34.7% della spesa prevista per il 2025, grazie a investimenti in infrastrutture di trasporto e stoccaggio (midstream) per un valore compreso tra 5 e 5.5 miliardi di dollari da parte di Energy Transfer e all'approvazione di tre importanti terminali di esportazione di GNL che consolideranno la posizione degli Stati Uniti come maggiore esportatore mondiale di GNL entro il 2030. La canadese TC Energy ha commissionato impianti per un valore di 6 miliardi di dollari nel 2025 e ha dato il via libera ad ulteriori investimenti per 3.63 miliardi di dollari, completando al contempo il progetto Coastal GasLink per alimentare LNG Canada sulla costa del Pacifico. Il sud-est industriale del Messico dipende ancora da costosi carichi spot di GNL perché la capacità dei gasdotti non è sufficiente a soddisfare la domanda, evidenziando un'opportunità non sfruttata per le espansioni transfrontaliere.

APAC Oil and Gas Infrastructure Market

La regione Asia-Pacifico è l'area a più rapida crescita, con un CAGR del 6.3% fino al 2031, trainata dal piano infrastrutturale indiano da centinaia di miliardi di dollari e dall'approvazione da parte dell'Indonesia di hub offshore come Tangkulo e Mako. Il cluster BIGST della Malesia ha raggiunto la decisione finale di investimento nel 2025, con la prima produzione di gas prevista per il 2029, e il progetto Rosmari-Marjoram di Petronas mira a fornire 800 milioni di piedi cubi al giorno. I più severi obblighi di riserva di GNL a 90 giorni imposti da Giappone e Corea del Sud stanno incentivando ulteriori contratti di locazione di caverne, mantenendo solidi i portafogli ordini EPC per i terminali di importazione.

EMEA and South America Oil and Gas Infrastructure Market

L'Europa continua a convogliare capitali verso terminali di rigassificazione e ampliamenti delle infrastrutture di stoccaggio, mentre elimina gradualmente 155 miliardi di metri cubi di gas proveniente dalla Russia tramite gasdotto. Le scorte hanno raggiunto l'83% entro il 1° ottobre 2025, a solo un mese dall'obiettivo del 90% fissato a novembre, nonostante i minori volumi provenienti dalla Russia; tuttavia, i tassi di prelievo rimangono limitati durante le ondate di freddo. La linea predisposta per l'idrogeno di GASCADE e il piano di ammodernamento da 2 miliardi di euro di Fluxys pongono la regione all'avanguardia nella tecnologia di trasmissione di gas misti. Gli investimenti in Sud America sono concentrati in Brasile, dove Petrobras ha assegnato lavori sottomarini per 1.2 miliardi di dollari nel 2025 e sta aumentando gli ordini di unità galleggianti di produzione, sebbene il giacimento argentino di Vaca Muerta continui a essere ostacolato da strozzature nei gasdotti. Il Medio Oriente e l'Africa combinano vaste riserve a basso costo con rischi geopolitici: il Qatar ha mantenuto una quota del 20% delle esportazioni globali di GNL nel 2025, nonostante l'interruzione delle spedizioni del marzo 2026. Gli Emirati Arabi Uniti hanno incrementato le capacità di stoccaggio di Fujairah di 42 milioni di barili, e il progetto Coral Norte in Mozambico sta dimostrando che il GNL galleggiante può sfruttare i giacimenti in acque profonde senza la necessità di megaprogetti a terra.