东南亚油气市场规模及份额
东南亚油气市场分析
2025年东南亚油气市场规模预计为389.7亿美元，预计到2030年将达到508.8亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为5.48%。
政府对国内资源开发的大力支持、疫情后资本支出的加速以及深水项目的迅速批准支撑了这一扩张。液化天然气基础设施投资的增加，特别是对浮动储存和再气化装置的投资，正在扩大区域供应选择，同时促进发电中的煤改气。碳捕集与封存 (CCS) 计划正在释放高二氧化碳油田的潜力，而数字化正在降低成熟资产的盈亏平衡成本，共同延长油田生命周期。由于国家石油公司 (NOC) 保护上游面积，但国际合作伙伴的参与，竞争强度仍然适中人们通过提供先进海底、钻井和 CCS 技术的合资企业寻找机会。
主要报告要点
- 按行业划分，上游行业在 2024 年占收入份额 72.8%，预计到 2030 年复合年增长率为 5.8%。
- 按地点划分，海上作业占 2024 年活动的 60.9%，而陆上项目虽然落后，但到 2030 年仍将实现 4.1% 的复合年增长率。
- 按服务业划分，建筑业在 2024 年占行业支出的 56.4% 份额；退役服务预计将以最快的速度扩张，到 2030 年复合年增长率为 7.9%。
- 按地理位置划分，印度尼西亚领先，到 2024 年将占据 35.6% 的市场份额；菲律宾预计 2025 年至 2030 年间复合年增长率将达到最高的 6.2%。
- PETRONAS、PT Pertamina 和 PTT 合计占据 2024 年地区上游产量的 41%，凸显了 NOC 在东南亚石油和天然气市场的主导地位。
东南亚石油和天然气市场趋势和见解
驱动因素影响分析
| 地理相关性 | |||
|---|---|---|---|
| 疫情后上游和液化天然气供应链投资反弹 | +1.20% | 印度尼西亚，马来西亚、泰国核心市场 | 短期（≤ 2 年） |
| 推动国内生产和储存的能源安全 | +0.80% | 菲律宾、越南、缅甸优先地区 | 中等 term（2-4 年） |
| 液化天然气进口码头和再气化能力的快速建设 | +0.90% | 新加坡枢纽、菲律宾、泰国扩张 | 中期（2-4 年） |
| CCS 部署解锁高二氧化碳气田 | +1.10% | 印度尼西亚、马来西亚海上油田 | 长期（≥ 4）年） |
| 现有天然气网络中的生物燃料/氢气混合试点 | +0.70% | 新加坡、马来西亚监管框架 | 长期（≥ 4年） |
| 数字化使边缘领域合作成为可能商业化 | +0.60% | 区域性，由 PETRONAS 领导，PTT 计划 | 中期（2-4 年） |
| 资料来源： | |||
疫情后投资反弹加速上游复苏
由于运营商恢复了推迟的勘探和开发计划，2024年东南亚上游项目的资本支出增长了34%，达到285亿美元。 PETRONAS 投入 82 亿美元用于马来西亚海上作业，PT Pertamina 拨款 47 亿美元用于印度尼西亚扩张，这表明人们对需求增长的信心有所恢复。其中约 40% 用于目标液化天然气供应链，其中马来西亚的浮式液化天然气和印度尼西亚的陆上液化受益最大。快速的支出清理了 2020 年至 2022 年积压的项目推迟并将该地区定位为整个亚洲的摇摆液化天然气供应商。实时油藏分析和海底回接正在压缩投资回收期，进一步刺激上游承诺。
能源安全需求推动国内资源开发
各国政府正在加紧努力，减少进口依赖。菲律宾于2024年启动了战略石油储备计划，提供30天的覆盖范围，而越南则将天然气储存能力增加了25%。泰国 PTT 将泰国湾的勘探支出增加了 45%，以抵消成熟油田的下降，缅甸不顾政治风险授予了 12 个新区块。修改后的财政条款——更高的成本回收上限和加速折旧——改善了项目经济性，吸引了本地和外国资本。这些行动符合东盟在全球市场波动的情况下实现供应弹性的更广泛目标。
液化天然气接收站建设改变了区域天然气基础设施ture
再气化能力到 2024 年将扩大 18 MTPA，其中菲律宾巴丹设施和泰国 Map Ta Phut 扩建为主导。新加坡裕廊岛的加工量为 14.2 MTPA，巩固了其作为东南亚贸易中心的地位。新进口产能的 85% 是根据与卡塔尔能源公司和美国供应商的长期协议签订的，从而降低了利用风险。 FSRU 提供 60% 的新增容量，与陆上终端相比，可快速部署并降低成本。增强天然气供应有助于煤改气，在不影响电网可靠性的情况下实现排放目标。
生物燃料整合试点改变天然气网络利用率
新加坡已批准在现有天然气电网中混合高达 20% 的氢气，目标是在 2026 年进行商业推广。(1)马来西亚能源市场管理局，“2024 年氢混合试点批准，” ema.gov.sg马来西亚国家石油公司正在马来西亚半岛管道上进行沼气注入试验，证明无需重大基础设施改造即可兼容。混合杠杆降低了管道成本，同时创造了对可再生分子的需求，将网络转变为低碳推动者。运营商通过低碳内容赚取溢价，并推迟大规模管道退役，使股东回报与转型目标保持一致。
限制影响分析
| 遗留油田减少和储量替代缺口 | -0.80% | 印度尼西亚、马来西亚成熟盆地 | 短期（≤ 2 年） |
| 东盟成员国的监管和财政不确定性 | -0.70% | 区域性，因司法管辖区而异 | 中期（2-4 年） |
| ESG 驱动的化石资产资本外逃 | -0.60% | 区域性，影响国际主要企业 | 中期（2-4年） |
| 南海海上争端推迟钻探 | -0.50% | 越南、菲律宾、马来西亚有争议地区 | 长期限（≥ 4 年） |
| 资料来源： | |||
遗留油田减少速度超过储量替代工作
印度尼西亚盆地 2024 年的年枯竭率为 8-12%，超过全球 5-7% 的正常水平。(2)印度尼西亚能源和矿产资源部，“2024 年油田衰退统计”，esdm.go.id马来西亚老化的离岸资产到 2026 年需要 23 亿美元的维护费用才能维持下去产量停滞不前，区域储量替代率下降至 0.7 倍，凸显出加密钻探数量不足和采收率提高只能缓解运营商面临的更高的开采成本和更高的废弃负债，从而加剧资本纪律并可能推迟前沿勘探。
估计不确定性
频繁的财政条款修订和收紧本地内容规则使经济模型变得复杂。印度尼西亚 2024 年的成本回收改革使承包商利润减少了 8-12%，而马来西亚将某些离岸项目的强制本地含量提高到 70%，从而提高了采购成本。泰国的审批周期最多延长两年。这些差异迫使投资者要求更高的回报，这可能会搁置边际项目。东盟协调仍然是一个愿望，因为成员国不愿意放弃资源主权。
细分市场分析
按部门：上游主导地位反映了资源禀赋
上游活动产生了 2024 年收入的 72.8%，预计到 2030 年该细分市场将以 5.8% 的速度增长，继续保持东南亚油气市场最大份额。印尼阿巴迪液化天然气、马来西亚卡萨瓦等大型项目RI天然气开发支撑支出，而中游网络同步扩张以疏散新的天然气量。由于更严格的排放标准限制了新炼油厂的建设，下游产能增长滞后。
数字油藏模型和先进的海底加工正在提高采收率，巩固上游领导地位。各国政府倾向于国内生产以加强能源安全，而新的财政激励措施往往将资本引导至勘探而不是炼油升级。提高石油采收率和非常规资源试点将使上游领域保持在东南亚石油和天然气行业的前沿。
按地点：海上作业推动技术创新
海上项目占 2024 年总支出的 60.9%，随着运营商将业务扩展到区域盆地，预计到 2030 年将以 6.3% 的复合年增长率增长。马来西亚沙巴和砂拉越的戏剧不断打破水深记录，验证了商业价值1000米以上的生存能力。陆上资产对于天然气加工和储存仍然很重要，但缺乏可比的增长动力。
浮式生产系统占新增产能的 45%，提供成本灵活性并减少环境足迹。东盟监管机构正在逐步调整离岸安全和环境法规，简化跨境合作。浅水供应链的成熟缩短了深水开发的学习曲线，维持了东南亚油气市场的海上主导地位。
按服务划分：施工领先，退役加速
随着液化天然气接收站和海上平台的激增，2024 年施工服务占收入的 56.4%。退役虽然规模较小，但预计到 2030 年将以每年 7.9% 的速度推进，反映出马来西亚和印度尼西亚报废设施的严格拆除期限。(3)TechnipFMC，“2024 年年度报告”，technipfmc.com 维护和周转通过保持老化油田的正常运行时间来保持稳定的需求。
TechnipFMC 于 2024 年在东南亚获得了 12 亿美元的奖项，其中包括海底脐带缆和液化天然气模块。本地内容的要求培育了将全球服务专业公司与国内制造商配对的联盟，从而实现能力转移。随着退役量的增加，专业重型起重和堵井服务预计将蓬勃发展，使东南亚石油和天然气行业的收入多元化，超越绿地建设。
地理分析
印度尼西亚凭借丰富的海上储量、成熟的陆上设施，到 2024 年将保持市场领先地位，占据 35.6% 的份额， PT Pertamina 的上游项目耗资 47 亿美元，目标是到 2026 年增量 180,000 BOPD。阿巴迪液化天然气项目寻求最终投资决定将在批准后增加战略出口能力。通过马石油的综合价值链，马来西亚仍然位居第二； Kasawari 气田于 2024 年以 1.2 BCFD 的价格交付了第一批天然气，加强了国内供应安全。(4)PETRONAS，“Kasawari 首次天然气公告”，petronas.com 泰国在传统产量下降与非常规勘探和11 MTPA Map Ta Phut 再气化扩张保证了进口灵活性。
随着 Malampaya 二期工程的启动和多个液化天然气接收站的上线以取代煤炭发电，菲律宾预计到 2030 年将实现 6.2% 的最高增长率。在 PetroVietnam 15% 产量增长计划的支持下，越南南昆山的开发和工业需求推动了其发展轨迹。新加坡裕廊中心通过提供存储、混合和促进价格来维持区域供应流动性ce发现。由于政治不确定性，缅甸的产量仍然不大；然而，Shwe 油田钻探的成功表明了国际社会的持续参与。
跨境项目使市场更加紧密。跨东盟天然气管道促进了体积交换，使具有季节性盈余的国家能够支持其邻国。监管机构正在起草统一的 HSE 和计量标准，以减少交易摩擦。因此，地理位置发挥着双重影响力，赋予现有生产商规模效益，同时为东南亚石油和天然气市场规模计算中依赖进口的经济体开辟利基增长机会。
竞争格局
国家龙头企业 PETRONAS、PT Pertamina 和 PTT 在上游占据主导地位由于国家授权和优惠准入而增加的种植面积，共同供应了 2024 年地区产量的约 41%。国际石油公司壳牌、埃克森美孚和 TotalEnergies 等公司从事深水或技术复杂的项目，其工程专业知识证明参与费用合理。主权资源政策限制外国多数股权，将合作引导至分担风险和转让知识的合资企业。
数字化转型扩大了竞争差距。 PETRONAS 的 AI 油藏优化平台将 200 多口井的平均油井产能提高了 12%，PTT 的预测性维护将计划外停机时间减少了 18%。服务巨头 TechnipFMC、Saipem 和 Samsung Engineering 通过将其海底资质与强大的本地内容合规性相结合，赢得了大型 EPC 包。 CCS 部署、退役和可再生天然气集成领域的空白竞争日益激烈，先行者的技术熟练程度可以确保长期服务收入。
资本市场也会形成竞争。符合 ESG 的西方投资者撤退，而中东投资者亚洲基金收购剥离的资产，通常会与热衷于维持产出的东道国政府谈判有利的财政条款。因此，区域成本结构趋于稳定，确保了东南亚油气市场的适度集中度。
近期行业发展
- 2024 年 12 月：PETRONAS 宣布对砂拉越海上 Kasawari North 开发项目的最终投资决定，承诺投资 32 亿美元，将产能扩大 800 年MMSCFD。
- 2024年11月：PT Pertamina以13亿美元完成对康菲石油公司印尼资产的收购，新增45,000个BOPD产能，加强国内资源控制。
- 2024年10月：壳牌与PTT签署泰国Bongkot South开发合资协议，投资21亿美元用于深水基础设施和海底系统。
- 2024 年 9 月：TotalEnergies 取消印尼巴布亚液化天然气项目投资60亿美元，目标到2028年产能9.5MTPA。
FAQs
东南亚石油和天然气市场有多大？
2025年东南亚石油和天然气市场规模约为389.7亿美元，有望超越美元到 2030 年，这一数字将达到 500 亿，每年增长 5.48%。
到 2030 年，哪个细分市场增长最快？
随着监管机构在马来西亚和印度尼西亚强制执行平台移除最后期限，退役服务预计将以 7.9% 的复合年增长率推进。
为什么菲律宾被认为是增长最快的地区？
新液化天然气进口码头和 Malampaya 油田扩建使菲律宾复合年增长率达到 6.2%，超过其他东盟成员国。
CCS 项目如何影响区域供应？
Kasawari 等油田的商业 CCS 捕获二氧化碳并实现高二氧化碳储层的开发，从而释放出以前在常规处理下不经济的储量。
数字化发挥什么作用
人工智能驱动的油藏优化和预测性维护可将产量提高 15%，并将开发成本降低约 25%，提高边际油田生存能力。
哪些公司主导区域产出？
PETRONAS、PT Pertamina 和 PTT 合计供应约 41% 的东南亚产出，凸显 NOC 实力强劲但并非垄断控制。
