Analisi delle dimensioni e della quota del mercato petrolifero e del gas nel Sud-est asiatico - Tendenze di crescita e previsioni (2026-2031)

Tendenze e approfondimenti sul mercato petrolifero e del gas nel Sud-est asiatico

La ripresa degli investimenti post-pandemia accelera la ripresa a monte

La spesa in conto capitale per i progetti upstream nel Sud-Est asiatico è aumentata del 34% nel 2024, raggiungendo i 28.5 miliardi di dollari, poiché gli operatori hanno ripristinato i programmi di esplorazione e sviluppo ritardati. PETRONAS ha dedicato 8.2 miliardi di dollari alle attività offshore in Malesia e PT Pertamina ha stanziato 4.7 miliardi di dollari per le espansioni in Indonesia, a dimostrazione di una ritrovata fiducia nella crescita della domanda. Circa il 40% di questa cifra viene speso per catene di approvvigionamento di GNL mirate, con il GNL galleggiante in Malesia e la liquefazione onshore in Indonesia a beneficiarne maggiormente. I rapidi esborsi eliminano un arretrato di progetti risalente ai rinvii del 2020-2022 e posizionano la regione come fornitore di GNL "swing" per l'Asia più ampia. L'analisi in tempo reale dei giacimenti e i collegamenti sottomarini stanno comprimendo i periodi di ammortamento, stimolando ulteriormente gli impegni upstream.

Gli imperativi di sicurezza energetica guidano lo sviluppo delle risorse nazionali

I governi stanno intensificando gli sforzi per ridurre la dipendenza dalle importazioni. Le Filippine hanno avviato un programma strategico di riserve petrolifere nel 2024, che prevede una copertura di 30 giorni, mentre il Vietnam ha aumentato la sua capacità di stoccaggio del gas del 25%. La PTT thailandese ha aumentato del 45% la spesa per l'esplorazione nel Golfo di Thailandia per compensare il declino dei giacimenti maturi, e il Myanmar ha assegnato 12 nuovi blocchi nonostante i rischi politici. Le revisioni delle condizioni fiscali – massimali di recupero dei costi più elevati e ammortamento accelerato – hanno migliorato l'economia dei progetti, attirando capitali sia locali che esteri. Queste azioni sono in linea con gli obiettivi più ampi dell'ASEAN di resilienza dell'offerta in un contesto di mercati globali volatili.

La costruzione del terminale GNL trasforma l'infrastruttura regionale del gas

La capacità di rigassificazione è aumentata di 18 MTPA nel 2024, grazie soprattutto all'impianto di Bataan nelle Filippine e all'ampliamento di Map Ta Phut in Thailandia. L'isola di Jurong a Singapore ha trattato 14.2 MTPA, consolidando il suo ruolo di hub commerciale del Sud-est asiatico. La nuova capacità di importazione è contrattualizzata per l'85% nell'ambito di accordi a lungo termine con QatarEnergy e fornitori statunitensi, riducendo i rischi di utilizzo. Le FSRU forniscono il 60% della nuova capacità, offrendo una rapida implementazione e costi inferiori rispetto ai terminali onshore. Un migliore accesso al gas facilita il passaggio dal carbone al gas, consentendo il raggiungimento degli obiettivi di emissione senza compromettere l'affidabilità della rete.

I progetti pilota per l'integrazione dei biocarburanti trasformano l'utilizzo della rete del gas

Singapore ha approvato miscele di idrogeno fino al 20% nelle reti del gas esistenti, con l'obiettivo di un lancio commerciale nel 2026.^{(1)Malaysia Energy Market Authority, “Approvazione del progetto pilota per la miscelazione dell’idrogeno 2024”, ema.gov.sg}Petronas Gas sta conducendo prove di iniezione di biogas sulle linee della Malesia peninsulare, dimostrandone la compatibilità senza sostanziali modifiche infrastrutturali. La miscelazione sfrutta i costi irrecuperabili delle condotte, creando al contempo domanda di molecole rinnovabili, trasformando le reti in abilitatori a basse emissioni di carbonio. Gli operatori ottengono tariffe maggiorate per il basso contenuto di carbonio e rinviano la dismissione delle condotte su larga scala, allineando i rendimenti per gli azionisti agli obiettivi di transizione.

Il declino dei giacimenti minerari supera gli sforzi di sostituzione delle riserve

Nel 2024 i bacini indonesiani hanno registrato un impoverimento annuo dell'8-12%, superando la norma globale del 5-7%.^{(2)Ministero indonesiano dell'energia e delle risorse minerarie, "Statistiche sul declino dei giacimenti 2024", esdm.go.id}Gli asset offshore malesi, ormai obsoleti, necessitano di 2.3 miliardi di dollari di manutenzione entro il 2026 per sostenere la produzione di plateau, mettendo a dura prova il flusso di cassa degli operatori. Il rapporto di sostituzione delle riserve regionali è sceso a 0.7 volte, evidenziando l'insufficiente numero di scoperte. Le perforazioni di riempimento e il recupero avanzato forniscono solo un sollievo tattico. Gli operatori devono affrontare costi di sollevamento più elevati e maggiori passività per abbandono, che intensificano la disciplina del capitale e possono ritardare l'esplorazione di frontiera.

La frammentazione normativa crea incertezza negli investimenti

Le frequenti revisioni del periodo fiscale e l'inasprimento delle norme sul contenuto locale complicano la modellazione economica. La riforma del recupero dei costi in Indonesia del 2024 ha ridotto i margini degli appaltatori dell'8-12%, mentre la Malesia ha aumentato il contenuto locale obbligatorio al 70% per alcuni progetti offshore, aumentando così i costi di approvvigionamento. I cicli di approvazione in Thailandia si sono allungati fino a due anni. Queste variazioni obbligano gli investitori a richiedere rendimenti più elevati, il che può comportare l'abbandono di progetti marginali. L'armonizzazione dell'ASEAN rimane ambiziosa perché gli Stati membri sono riluttanti a cedere la sovranità sulle risorse.

Analisi del segmento

Per settore: il predominio a monte riflette la dotazione di risorse

Le attività upstream hanno generato il 72.15% dei ricavi nel 2025 e si prevede che il segmento crescerà a un tasso del 5.67% fino al 2031, mantenendo la sua quota maggiore nel mercato petrolifero e del gas del Sud-est asiatico. Progetti di grandi dimensioni come l'Abadi LNG in Indonesia e lo sviluppo del gas di Kasawari in Malesia sostengono la spesa, mentre le reti midstream si espandono parallelamente per evacuare nuovi volumi. La crescita della capacità downstream è in ritardo perché gli standard più severi sulle emissioni frenano la costruzione di nuove raffinerie.

I modelli di giacimento digitali e l'elaborazione sottomarina avanzata stanno incrementando i fattori di recupero, rafforzando la leadership dell'upstream. I governi favoriscono la produzione nazionale per migliorare la sicurezza energetica e i nuovi incentivi fiscali tendono a indirizzare i capitali verso l'esplorazione piuttosto che verso gli aggiornamenti della raffinazione. Il recupero avanzato del petrolio e i progetti pilota per le risorse non convenzionali manterranno il segmento upstream all'avanguardia nell'industria petrolifera e del gas del Sud-est asiatico.

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

Per posizione: le operazioni offshore guidano l'innovazione tecnica

I progetti offshore hanno rappresentato il 60.25% della spesa totale del 2025 e si prevede che cresceranno a un CAGR del 6.17% fino al 2031, con l'espansione delle attività degli operatori nei bacini regionali. I record di profondità d'acqua vengono continuamente superati nei giacimenti di Sabah e Sarawak in Malesia, a conferma della fattibilità commerciale oltre i 1,000 metri. Gli asset onshore rimangono importanti per la lavorazione e lo stoccaggio del gas, ma non godono di un impulso di crescita paragonabile.

I sistemi di produzione galleggianti rappresentano il 45% della nuova capacità, offrendo flessibilità in termini di costi e un impatto ambientale ridotto. Le autorità di regolamentazione dell'ASEAN stanno gradualmente allineando i codici di sicurezza e ambientali offshore, facilitando la collaborazione transfrontaliera. La maturità delle catene di approvvigionamento in acque poco profonde riduce le curve di apprendimento per lo sviluppo in acque profonde, sostenendo il predominio offshore nel mercato petrolifero e del gas del Sud-est asiatico.

Per servizio: la costruzione è in testa mentre la dismissione accelera

I servizi di costruzione hanno rappresentato il 55.75% dei ricavi nel 2025, con la proliferazione di terminali GNL e piattaforme offshore. Si prevede che la dismissione, sebbene più contenuta, avanzerà a un tasso annuo del 7.74% fino al 2031, riflettendo le rigide scadenze di rimozione per gli impianti a fine vita in Malesia e Indonesia. La manutenzione e la rimessa in servizio mantengono stabile la domanda preservando i tempi di attività nei giacimenti obsoleti.

TechnipFMC si è aggiudicata 1.2 miliardi di dollari in appalti nel Sud-Est asiatico nel 2024, che comprendono cavi ombelicali sottomarini e moduli GNL. I mandati a contenuto locale promuovono consorzi che abbinano i principali fornitori di servizi globali con produttori nazionali, consentendo il trasferimento di competenze. Con l'aumento dei volumi di dismissione, si prevede una crescita dei servizi specializzati di sollevamento pesante e di chiusura dei pozzi, diversificando i ricavi oltre la costruzione di nuovi siti nel settore petrolifero e del gas del Sud-Est asiatico.

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

Analisi geografica

L'Indonesia mantiene la leadership di mercato con una quota del 35.22% nel 2025, grazie alle vaste riserve offshore, agli impianti onshore maturi e al programma upstream da 4.7 miliardi di dollari di PT Pertamina, che punta a un incremento di 180,000 barili di gas al giorno entro il 2026. Il progetto Abadi LNG, in attesa di una decisione finale di investimento, aggiungerà capacità di esportazione strategica una volta ottenuta l'autorizzazione. La Malesia rimane un solido secondo paese nella catena del valore integrata di PETRONAS; il giacimento di Kasawari ha consegnato il suo primo gas nel 2024 a 1.2 BCFD, rafforzando la sicurezza dell'approvvigionamento interno. La Thailandia bilancia il calo della produzione tradizionale con l'esplorazione non convenzionale e un'espansione del rigassificatore Map Ta Phut da 11 MTPA che consolida la flessibilità delle importazioni.

Si prevede che le Filippine raggiungeranno il tasso di crescita più elevato, pari al 6.08%, entro il 2031, con l'avvio della Fase 2 di Malampaya e l'entrata in funzione di diversi terminali GNL che sostituiranno il carbone nella produzione di energia elettrica. Gli sviluppi del giacimento vietnamita di Nam Con Son e la domanda industriale ne rafforzano la traiettoria, supportati dal piano di crescita della produzione del 15% di PetroVietnam. L'hub di Jurong a Singapore mantiene la liquidità dell'approvvigionamento regionale fornendo stoccaggio, miscelazione e facilitando la determinazione dei prezzi. La produzione del Myanmar rimane modesta a causa dell'incertezza politica; tuttavia, il successo delle trivellazioni del giacimento di Shwe dimostra il continuo impegno internazionale.

I progetti transfrontalieri uniscono i mercati. Il gasdotto Trans-ASEAN facilita gli scambi volumetrici, consentendo ai paesi con surplus stagionali di sostenere i propri vicini. Le autorità di regolamentazione stanno elaborando standard unificati in materia di salute, sicurezza e ambiente (HSE) e di misurazione per ridurre gli attriti nelle transazioni. La geografia esercita quindi una duplice influenza, garantendo ai produttori tradizionali vantaggi di scala e aprendo al contempo opportunità di crescita di nicchia per le economie dipendenti dalle importazioni nell'ambito del calcolo delle dimensioni del mercato petrolifero e del gas del Sud-est asiatico.

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