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

Tendenze e approfondimenti sul mercato upstream del petrolio e del gas nel sud-est asiatico

Crescente domanda regionale di gas per l'energia e l'industria

Si prevede che il consumo di gas naturale nei settori energetico e industriale raggiungerà i 210 miliardi di m³ entro il 2030, con un aumento del 45% rispetto ai livelli attuali. Il PLN indonesiano prevede 20.9 GW di nuova capacità a gas, e le riforme di mercato in Malesia considerano il gas come combustibile di bilanciamento preferenziale per l'integrazione di energia solare ed eolica. L'espansione petrolchimica in Thailandia e Singapore aumenterà il fabbisogno di materie prime, garantendo una visibilità della domanda pluridecennale. Questa richiesta strutturale di gas è alla base di un'aggressiva sanzione a monte dei giacimenti ad alto contenuto di CO₂ che integrano moduli di cattura del carbonio. Di conseguenza, gli operatori si assicurano contratti di vendita a lungo termine prima del primo gas, riducendo il rischio di investimenti multimiliardari e sostenendo il mercato upstream di petrolio e gas del Sud-est asiatico.

Scoperte di gas in acque profonde e FID pianificati

Geng North in Indonesia (2.5 TCF) e Kasawari in Malesia (3.3 TCF) si classificano tra le scoperte in acque profonde di maggiore importanza al mondo, situate in acque che superano i 1,500 m di profondità. La sanzione da 7 miliardi di dollari di BP per Tangguh Ubadari e l'impegno del Vietnam per il Blocco B dimostrano la fiducia degli investitori nella produzione sottomarina, nel GNL galleggiante e nell'integrazione CCS. Gli hub in acque profonde spostano la mappa dell'offerta lontano dagli asset di piattaforma in fase di maturazione e stabiliscono parametri di riferimento ingegneristici locali per gli sviluppi ad alta pressione e ad alta emissione di CO₂. Con lo spostamento delle reti nazionali verso il gas, queste scoperte incoraggiano nuove esplorazioni di frontiera, rafforzando le prospettive di crescita del mercato upstream di petrolio e gas nel Sud-est asiatico.

Termini fiscali migliorati e nuovi cicli di licenze PSC

L'Indonesia ora consente agli operatori di scegliere tra PSC con recupero dei costi e PSC con suddivisione lorda, riducendo la quota statale di 5-8 punti percentuali sui campi marginali.^{[1]Ministero indonesiano dell'energia e delle risorse minerarie, "Riforma fiscale del PSC", esdm.go.id} La Malesia offre programmi di concessione per piccoli giacimenti (Small Field Allowance) e di asset a fine vita (Late-Life Asset) che estendono la produzione di plateau. Il bando di gara del 2024 delle Filippine ha ridotto i cicli di approvazione tipici a 12 mesi, migliorando la certezza degli investimenti. La liberalizzazione fiscale competitiva tra i governi sta alimentando una corsa alle offerte regionali che canalizza i capitali verso opportunità sia brownfield che greenfield. Il flusso di accordi che ne risulta sostiene gli impegni di perforazione e rafforza il mercato upstream di petrolio e gas del Sud-est asiatico.

Le cessioni di asset di medie dimensioni da parte delle compagnie petrolifere internazionali aprono opportunità per le compagnie petrolifere nazionali

Le major globali stanno riducendo le partecipazioni mature nel Sud-Est asiatico per finanziare portafogli a basse emissioni di carbonio, vendendo asset di medie dimensioni a società petrolifere nazionali (NOC) regionali e a società indipendenti. L'acquisto da parte di TotalEnergies delle quote di SapuraOMV in Malesia e l'uscita di Chevron da una raffineria di Singapore sono tipici di questa tendenza. Gli acquirenti ereditano giacimenti con flussi di cassa elevati, oltre al potenziale di riqualificazione, per migliorare l'economia dei progetti, consentendo a società petrolifere nazionali (NOC) come PETRONAS e PTTEP di espandere le proprie attività e di effettuare perforazioni di riempimento. Gli incentivi fiscali migliorano ulteriormente l'economia dei progetti, consentendo a società petrolifere nazionali (NOC) come PETRONAS e PTTEP di aumentare l'esposizione nazionale e transfrontaliera. Il ricambio di proprietà mantiene le piattaforme operative e preserva le competenze della forza lavoro, rafforzando la continuità del mercato.

Rapido declino dei giacimenti petroliferi maturi in acque poco profonde

Gli asset di piattaforma installati negli anni '1980 e '1990 ora subiscono un calo annuo dell'8-12%, con la diminuzione della pressione del giacimento e il superamento della vita utile prevista. La sola Indonesia gestisce oltre 630 piattaforme offshore, molte delle quali hanno più di 40 anni.^{[2]PETRONAS, “Panoramica degli obblighi di dismissione delle attività”, petronas.com} I progetti di sostituzione spesso non riescono a superare gli ostacoli di capitale, spingendo gli operatori ad abbandonarli prematuramente. Queste chiusure accelerate incidono sulla produzione di liquidi a breve termine e limitano il potenziale di crescita del mercato upstream di petrolio e gas del Sud-est asiatico.

Programmi di progetto per lo stiramento della tenuta delle attrezzature sottomarine/di perforazione globali

L'utilizzo dei jack-up nell'area Asia-Pacifico ha raggiunto il 97% nel 2025 e le navi da perforazione in acque profonde stanno per raggiungere la piena capacità.^{[3]Offshore Magazine, “Il mercato delle piattaforme petrolifere dell’Asia-Pacifico si restringe”, offshoremag.com} La Malesia necessita di 118 navi di supporto offshore aggiuntive all'anno fino al 2027, eppure un quinto della flotta attuale è in disarmo o non conforme. La scarsità di risorse gonfia le tariffe giornaliere con percentuali a due cifre, allunga i tempi di progetto fino a 12 mesi e aumenta i prezzi di pareggio. Gli sviluppatori devono pianificare attentamente i progetti per evitare sforamenti di costo, che possono frenare la crescita del mercato upstream del petrolio e del gas nel Sud-est asiatico.

Analisi del segmento

In base al luogo di distribuzione: l'espansione in acque profonde rafforza il predominio offshore

Le attività offshore hanno generato due terzi dei ricavi del 2025 e si prevede che il segmento crescerà a un CAGR del 5.98% fino al 2031, con l'approvazione da parte degli operatori di hub di gas ultra-profondi. Il mercato upstream del petrolio e del gas offshore nel Sud-est asiatico ha raggiunto i 19.82 miliardi di dollari nel 2026, riflettendo lo slancio delle installazioni FPSO di Geng North in Indonesia e Kasawari in Malesia. I sistemi di produzione galleggianti, la compressione sottomarina e i moduli CCS sono ora integrati, consentendo la commercializzazione di accumuli ad alto contenuto di CO₂ precedentemente abbandonati.

La spesa onshore detiene una quota minore, ma gli investimenti nella manutenzione predittiva e nella modellazione dei giacimenti favoriscono il recupero dai blocchi onshore preesistenti di Sumatra e Thailandia. L'ottimizzazione basata sull'intelligenza artificiale ha ridotto i tempi di inattività del 15-20% sugli asset malesi di Shell, contribuendo a compensare i cali naturali. Con il proseguimento della spinta verso le acque profonde, i colli di bottiglia di piattaforme e navi determineranno la sequenza dei progetti e preserveranno il premio di cui godono gli appaltatori offshore nel mercato upstream del petrolio e del gas del Sud-est asiatico.

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

Per tipo di risorsa: l'ascesa del gas accelera la transizione energetica

Il gas naturale ha registrato il CAGR più rapido, pari all'8.08%, e si prevede che supererà la metà dei volumi incrementali di idrocarburi entro il 2031. I mandati di decarbonizzazione delle utility e l'espansione del settore petrolchimico aumentano la domanda di base, mentre la dipendenza dalle importazioni di GNL spinge i governi a monetizzare il gas nazionale. Si prevede che la componente di gas naturale del mercato upstream di petrolio e gas del Sud-est asiatico aumenterà da 13.75 miliardi di dollari nel 2026 a 20.29 miliardi di dollari entro il 2031.

Il petrolio greggio rimane importante, con una quota del 54.20% nel 2025, ma la crescita incrementale si concentra sui giacimenti ricchi di gas e predisposti per la tecnologia CCS. La Fase 1 di Kasawari di PETRONAS integra 3.3 milioni di tonnellate all'anno di capacità di cattura del carbonio, trasformando il gas acido in un progetto finanziabile. I forti prezzi regionali del gas e il sostegno politico sostengono la tesi degli investimenti, nonostante il lieve calo della produzione di gas liquidi.

Per tipo di pozzo: metodi non convenzionali rivitalizzano i bacini maturi

Le perforazioni convenzionali rappresentano ancora l'84.12% del fatturato, ma si prevede che i pozzi non convenzionali cresceranno a un CAGR del 7.41% fino al 2031, poiché la perforazione orizzontale, la stimolazione multistadio e i gemelli digitali sbloccano risorse precedentemente inaccessibili. I flussi di lavoro basati sull'intelligenza artificiale hanno ridotto i tempi improduttivi del 15-20% nei pozzi pilota, migliorando l'efficienza del capitale per i potenziali clienti marginali.

La quota di mercato upstream del petrolio e del gas nel Sud-est asiatico per le operazioni non convenzionali rimane oggi modesta; tuttavia, aggressivi programmi pilota nei giacimenti di Sumatra in Indonesia e nella penisola malese indicano una crescente adozione. Le curve di costo diminuiscono con l'accumularsi degli effetti di apprendimento, consentendo agli operatori di riqualificare in modo redditizio i siti dismessi senza richiedere ammodernamenti superficiali su larga scala.

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

Per servizio: aumento delle dismissioni in concomitanza con la maturità delle infrastrutture

I servizi di sviluppo e produzione hanno rappresentato il 68.35% del fatturato nel 2025, riflettendo le attività in corso su siti brownfield e greenfield. Tuttavia, si prevede che la dismissione avrà un CAGR del 7.78%, con 200 giacimenti e 1,500 piattaforme prossime alla fine della loro vita operativa. Questa nicchia potrebbe raggiungere i 5.28 miliardi di dollari nel mercato upstream del petrolio e del gas del Sud-est asiatico entro il 2031. PETRONAS ha stanziato 2 miliardi di dollari in dieci anni per la dismissione di 300 piattaforme, il 40% delle quali ha superato la durata di vita prevista di 30 anni.

Le società di ingegneria si stanno orientando verso soluzioni di chiusura dei pozzi, rimozione del jacket e reefing, integrando i ricavi persi a causa delle dismissioni delle compagnie petrolifere internazionali. I servizi di esplorazione mantengono una quota costante, seppur ridotta, poiché le riforme delle licenze mantengono le aree di frontiera sotto controllo, in particolare nei blocchi di acque profonde del Brunei e in Myanmar, una volta ripristinata la stabilità politica.

Analisi geografica

L'Indonesia ha rappresentato il 35.12% dei ricavi del 2025, poiché le doppie opzioni PSC hanno ridotto la quota del governo e sbloccato i FID, come il progetto Tangguh Ubadari da 7 miliardi di dollari di BP. Le oltre 630 piattaforme del paese forniscono una pipeline stabile per i contratti di workover e decommissioning, mentre i nuovi hub del gas in acque profonde estendono le prospettive di produzione oltre il 2035. L'agilità fiscale e il miglioramento delle autorizzazioni consentono all'Indonesia di mantenere la sua leadership nel mercato upstream del petrolio e del gas nel Sud-est asiatico.

Le Filippine sono la giurisdizione in più rapida crescita, con un CAGR del 6.05% fino al 2031. Il successo della Fase 4 di Malampaya, unito all'offerta di otto nuove Aree Predeterminate nel 2024, ha ridotto il ciclo medio di concessione delle licenze a 12 mesi. La stabilità politica e le semplici condizioni di gross-split attraggono nuovi capitali sia per il gas in acque poco profonde che per le prospettive di frontiera di Palawan, consentendo a Manila di sostituire i volumi di GNL importati.

La Malesia rimane fondamentale grazie al ruolo integrato di PETRONAS e ai pacchetti fiscali personalizzati per giacimenti in acque profonde, piccoli giacimenti e serbatoi ad alta pressione. I contratti di prestito petrolifero (PSC) specializzati del Paese garantiscono il pareggio di bilancio al di sotto dei 50 dollari al barile, incoraggiando le perforazioni di riempimento su asset in fase avanzata di vita, anche con l'intensificarsi delle attività di dismissione. Thailandia e Vietnam generano flussi di cassa costanti, ma devono affrontare rischi di ritardi dovuti a revisioni ambientali e controversie territoriali nel Mar Cinese Meridionale. Singapore funge da hub logistico e finanziario, mentre il potenziale di risorse del Myanmar rimane subordinato alla normalizzazione politica.

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