Mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico

El mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico representó 498,4 MCM en 2025, está previsto que alcance los 517,9 MCM en 2026 y se proyecta que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3 % (2026–2035), hasta alcanzar los 671,9 MCM en 2035. El mercado abarca la capacidad comercial instalada y operativa para petróleo crudo, productos petrolíferos refinados, gas natural licuado (GNL) sobre una base equivalente de volumen líquido y gas licuado de petróleo (GLP), en terminales, depósitos de refinerías explotados comercialmente, instalaciones portuarias, instalaciones de recepción de GNL, tanques presurizados y cavernas subterráneas.

El mercado de Asia-Pacífico está siendo transformado por la interacción entre la dependencia de las importaciones, la logística de las refinerías y la gestión de inventarios impulsada por la seguridad energética. Las nuevas capacidades se concentran cada vez más en puntos costeros de entrada y corredores industriales integrados, donde el almacenamiento refuerza tanto la resiliencia del suministro físico como la flexibilidad operativa necesaria para gestionar cambios en las combinaciones de crudos y productos. Quedan excluidas las reservas de emergencia de propiedad estatal, el almacenamiento militar, el llenado de oleoductos y el almacenamiento flotante.

Tendencias del mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico, impulsores del crecimiento y perspectivas de previsión de GMI

Las inversiones en almacenamiento siguen la evolución de un sistema energético regional cada vez más diferenciado: los mercados importadores del Sudeste Asiático necesitan flexibilidad logística, China sigue reforzando sus inventarios comerciales y los mercados maduros del Nordeste Asiático hacen hincapié en la utilización y modernización de los activos. El resultado es una formación sostenida de capacidad, aunque los permisos, la financiación y los requisitos de ingeniería específicos de cada producto determinan qué proyectos salen adelante.

Principales impulsores del crecimiento

*Las referencias probatorias se basan en datos externos citados; las implicaciones para la demanda y las condiciones de previsión corresponden al análisis de GMI.*

El programa de almacenamiento comercial de China es relevante porque combina la política de inventarios con las infraestructuras necesarias para recibir y distribuir cargamentos marítimos. Los depósitos vinculados a refinerías, las terminales portuarias y los proyectos de cavernas requieren distintas capacidades de construcción y operación, lo que genera una amplia base de demanda para proveedores de tanques, contratistas de obra civil, proveedores de automatización y gestores de terminales. Asimismo, la cartera de proyectos refuerza el papel estratégico de los grandes operadores respaldados por el Estado en la orientación de las inversiones.

El aumento de las necesidades energéticas del Sudeste Asiático está ampliando la brecha entre el consumo y el suministro autóctono en varios mercados. Se prevé que la región represente casi una quinta parte del crecimiento de la demanda energética mundial hasta 2035, lo que aumenta la importancia de las instalaciones costeras de recepción, la distribución de productos y las infraestructuras comerciales. ^{[1]International Energy Agency. “Southeast Asia Energy Outlook 2026.” iea.org} Por tanto, el almacenamiento se convierte en un requisito operativo para gestionar los plazos de llegada de los cargamentos, la exposición a las rutas de suministro y los traslados de las refinerías al mercado, en lugar de ser simplemente un activo pasivo de inventario.

Los marcos de obligación de mantener existencias constituyen una fuente adicional de resiliencia de la demanda. En Japón y Corea del Sur, los operadores comerciales atienden mercados donde los requisitos de inventario sustentan un nivel mínimo de utilización incluso cuando se debilita el flujo de productos. Extender las prioridades de seguridad energética al GNL y al GLP puede respaldar aún más las infraestructuras especializadas en mercados donde el crecimiento de la demanda de petróleo convencional es menos seguro.

Principales factores limitantes del mercado

*Las referencias de evidencia se basan en datos externos citados; las implicaciones para la demanda y las condiciones de previsión reflejan el análisis de GMI.*

Los proyectos de terminales desde cero deben superar un proceso exigente que abarca desde el control del emplazamiento y la obtención de permisos hasta la ingeniería, la financiación, la construcción y la puesta en servicio. Esto favorece a los promotores con acceso portuario establecido, relaciones con clientes y capacidad financiera, mientras que los promotores independientes más pequeños deben conseguir compromisos comerciales duraderos antes de iniciar la construcción. Esta limitación es especialmente relevante en mercados costeros restringidos, donde la disponibilidad de terrenos, el acceso marítimo y las autorizaciones medioambientales son interdependientes.

La incertidumbre a largo plazo sobre el crecimiento de la demanda de petróleo modifica los criterios de evaluación financiera de las instalaciones convencionales de almacenamiento en tanques. Los promotores aún pueden justificar proyectos cuando la capacidad respalda las existencias reguladas, la integración con refinerías o los flujos de distribución contratados, pero la capacidad puramente comercial exige una justificación más convincente de su utilización. ^{[3]International Energy Agency. “Oil 2025: Analysis and Forecast to 2030.” iea.org} Esta distinción aumenta el valor relativo de las terminales flexibles y multiproducto, así como de los acuerdos con clientes a largo plazo.

Las configuraciones especializadas añaden otra capa de riesgo de ejecución. Los tanques de GNL, las esferas de GLP y las cavernas subterráneas requieren sistemas de seguridad, conocimientos sobre materiales, procedimientos operativos y autorizaciones reglamentarias específicos. Las diferencias entre jurisdicciones alargan las fases previas al desarrollo y refuerzan la posición de los operadores y las empresas de ingeniería con experiencia demostrada en el cumplimiento de la normativa local.

Análisis por segmentos del mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico

Por producto

Los tanques de techo fijo representaron 199,4 MCM en 2025 y se prevé que constituyan el 38,0 % de la capacidad regional en 2035. El mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico sigue dependiendo de los sistemas de techo fijo para las existencias integradas en refinerías y el almacenamiento de productos en el interior, donde las condiciones operativas favorecen los tanques convencionales y robustos. Su papel sigue siendo importante, aunque las nuevas inversiones se dirigen cada vez más a configuraciones que permiten gestionar vapores, la presurización, la manipulación criogénica o requisitos de seguridad más estrictos. Los tanques de techo flotante representaron el 47,0 % de la capacidad en 2025 y se prevé que alcancen los 309,1 MCM en 2035. Las infraestructuras de techo flotante son fundamentales para la manipulación de crudo y productos volátiles en terminales costeras de alto rendimiento. Su vigencia responde tanto a factores económicos operativos como a la gestión medioambiental, especialmente cuando los complejos de refinerías y las terminales de importación deben gestionar grandes movimientos de carga con un control más estricto de las pérdidas por evaporación.

Los tanques esféricos almacenaron 29,9 MCM en 2025 y se espera que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) de aproximadamente el 4,6 % entre 2026 y 2035. Las instalaciones esféricas están estrechamente vinculadas al GLP y a la logística relacionada con hidrocarburos presurizados. Sus perspectivas se ven respaldadas por la expansión de la distribución, las necesidades de combustible industrial y la demanda de materias primas petroquímicas, especialmente en zonas donde las terminales costeras de importación abastecen a mercados derivados fragmentados. Otros sistemas de almacenamiento representaron el 7,0 % de la capacidad en 2025 y se espera que alcancen los 60,5 MCM en 2035. Esta categoría comprende los formatos de almacenamiento con mayor intensidad de ingeniería, incluidas las cavernas subterráneas y las instalaciones criogénicas de GNL. Su expansión refleja la creciente importancia de la infraestructura de importación de gas y el uso del almacenamiento subterráneo cuando la disponibilidad de terrenos, la seguridad o la proximidad a zonas urbanas limitan el desarrollo de terminales convencionales.

Por uso final

El almacenamiento de petróleo crudo representó 214,3 MCM en 2025 y se prevé que represente el 40,0 % de la capacidad en 2035. El crudo sigue siendo el principal uso final del almacenamiento regional, ya que las terminales de importación y los sistemas de refinería requieren importantes existencias de reserva. La disminución de su peso en la cartera no implica una menor importancia estratégica; más bien, refleja una mayor diversificación de productos a medida que se expanden las infraestructuras de gas y combustibles especializados. El almacenamiento de gasolina sumó 84,7 MCM en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC de aproximadamente el 2,4 % entre 2026 y 2035. La infraestructura de gasolina sigue siendo necesaria para las redes de distribución regionales, las operaciones de mezcla y los grandes parques de vehículos. Su crecimiento es más moderado que el de los segmentos relacionados con el gas, ya que la electrificación afecta gradualmente a la demanda de combustible, mientras que la necesidad de mantener distintos grados de producto y una distribución fiable sostiene la demanda de almacenamiento.

El almacenamiento de combustible de aviación representó el 6,0 % de la capacidad en 2025 y se prevé que alcance los 47,0 MCM en 2035. La demanda de combustible de aviación sustenta una infraestructura logística específica en terminales y zonas adyacentes a los aeropuertos. A medida que se desarrollan las redes de transporte aéreo en el sur, sudeste y este de Asia, las necesidades de almacenamiento vienen determinadas por la necesidad de un suministro fiable, una gestión de la calidad del producto y la integración con sistemas de hidrantes y repostaje en plataforma. Los destilados medios representaron el 17,0 % de la capacidad en 2025 y se prevé que alcancen los 107,5 MCM en 2035. El diésel, el gasóleo marino, el queroseno y otros productos relacionados siguen teniendo un amplio uso en el transporte de mercancías, la actividad industrial, la agricultura y el comercio marítimo. Por consiguiente, la demanda de almacenamiento cuenta con el respaldo de los puertos y los corredores de distribución, aunque las normas sobre combustibles más limpios y la optimización de los productos de refinería están modificando la composición de la oferta.

El almacenamiento de GNL sumó 54,8 MCM en 2025 y se prevé que represente el 14,0 % de la capacidad en 2035. El GNL está transformando el perfil técnico de la capacidad de almacenamiento regional. Las terminales de recepción requieren capacidad criogénica, un diseño de seguridad riguroso y conexiones con instalaciones de regasificación o clientes industriales, lo que crea una propuesta de inversión más especializada que la de los tanques convencionales para productos petrolíferos. El almacenamiento de GLP representó el 6,0 % de la capacidad en 2025 y se prevé que alcance los 47,0 MCM en 2035. El almacenamiento de GLP se ve respaldado por el suministro de combustible para cocinar en los hogares, la demanda petroquímica y la logística de importación distribuida. Su infraestructura es especialmente relevante en los mercados donde los cargamentos importados deben dividirse en volúmenes menores para su distribución entre consumidores dispersos geográficamente.

Análisis regional del mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico

China

China contaba con 260,0 MCM de capacidad comercial en 2025 y se prevé que represente el 55,7 % de la capacidad regional en 2035. El mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico se sustenta en la infraestructura costera de importación de China, sus complejos de refino y sus programas comerciales de inventarios dirigidos por el Estado. CNPC/PetroChina, Sinopec y CNOOC determinan el calendario de los proyectos gracias a la integración de sus refinerías, el acceso a los puertos y la capacidad de alinear la nueva capacidad con los objetivos nacionales de seguridad del suministro. La participación independiente sigue siendo selectiva y suele depender de asociaciones locales y de oportunidades específicas en terminales.

Japón

Japón contaba con 95,0 MCM de capacidad comercial en 2025. Su mercado se caracteriza por una infraestructura madura, requisitos consolidados de almacenamiento de existencias en el sector privado y la racionalización de las refinerías. Sus activos de almacenamiento siguen teniendo una importancia operativa considerable, ya que su utilización se ve respaldada por prácticas reguladas de gestión de inventarios y una logística avanzada en las etapas posteriores de la cadena de valor. Sin embargo, la limitada demanda incremental reduce la justificación de grandes proyectos convencionales de tanques en terrenos sin desarrollar.

Corea del Sur

Corea del Sur representó el 8,6 % de la capacidad regional en 2025 y se prevé que alcance los 54,6 MCM en 2035. El país combina grandes complejos de refino y petroquímica con una logística de importación y exportación de importancia estratégica. Es probable que la expansión sea selectiva y esté vinculada a la infraestructura de gas, las materias primas petroquímicas y los requisitos de manipulación de productos, mientras que las obligaciones consolidadas y la demanda industrial respaldan la posición de los operadores de terminales ya establecidos.

Singapur

Singapur contaba con 20,0 MCM de capacidad comercial en 2025 y se prevé que represente el 4,0 % de la capacidad regional en 2035. El valor de Singapur reside en su conectividad, más que en su escala física. La isla de Jurong, la infraestructura portuaria y las instalaciones en cavernas facilitan el comercio, la mezcla, el suministro de combustible a buques y la redistribución regional de productos, por lo que la utilización y la calidad de los clientes son factores centrales para la economía de las terminales. Las limitaciones de suelo y las estrictas normas operativas refuerzan la importancia de optimizar los activos existentes y de contar con instalaciones diferenciadas desde el punto de vista técnico.

Malasia

Se prevé que Malasia alcance los 12,8 MCM en 2035 y crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) de aproximadamente el 4,1 % entre 2026 y 2035. Malasia se beneficia de su ubicación en el corredor marítimo del estrecho de Singapur y del desarrollo industrial en torno a Pengerang. Las perspectivas del mercado están estrechamente vinculadas a la actividad integrada de refino, petroquímica y terminales, donde el acceso a aguas profundas y las estructuras de empresas conjuntas pueden ofrecer una vía comercial a los operadores independientes de almacenamiento.

Indonesia

Indonesia contaba con una capacidad comercial de 7,0 MCM en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) de aproximadamente el 4,9 % entre 2026 y 2035. La geografía dispersa de Indonesia hace que el almacenamiento en terminales sea esencial para la distribución nacional de combustible. El descenso de la producción nacional en relación con el consumo aumenta la dependencia del crudo y los productos importados, mientras que las mejoras en las refinerías y las necesidades de distribución regional respaldan la inversión continua en infraestructuras costeras de recepción y almacenamiento aguas abajo. ^{[1]International Energy Agency. “Southeast Asia Energy Outlook 2026.” iea.org}

Cuota de mercado y panorama competitivo del mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico

La estructura de la cuota de mercado del mercado de almacenamiento de petróleo de Asia-Pacífico está concentrada: los cinco mayores operadores —CNPC/PetroChina, Sinopec Group, CNOOC, ENEOS Holdings y PERTAMINA— representaban en conjunto aproximadamente el 56 % de la capacidad comercial regional en 2025. Las empresas petroleras nacionales conservan ventajas estructurales gracias a la integración con las refinerías, los programas de inventarios vinculados a los gobiernos, la propiedad de terminales y el acceso a infraestructuras costeras. Los operadores independientes compiten con mayor eficacia en los centros de comercio internacional, las terminales multiproducto y las ubicaciones donde las empresas conjuntas permiten acceder a emplazamientos de gran valor estratégico.

CNPC/PetroChina poseía aproximadamente el 20 % de la capacidad regional en 2025. Su posición se ve reforzada por parques de tanques vinculados a refinerías, terminales de importación y activos de distribución en el interior de China, que permiten a la empresa conectar la gestión de inventarios con la adquisición de crudo y las obligaciones de suministro aguas abajo.

Sinopec Group representaba aproximadamente el 15 % de la capacidad regional en 2025. Su posición competitiva se basa en la integración con importantes complejos de refino y petroquímica, especialmente en los corredores industriales costeros de China, donde el desarrollo de terminales está estrechamente vinculado a la capacidad de procesamiento y a la logística de importación.

CNOOC representaba aproximadamente el 8 % de la capacidad regional en 2025. Su red de almacenamiento está asociada a terminales de importación, activos aguas abajo y necesidades de la cadena de suministro vinculadas a las operaciones en alta mar y en la costa, lo que permite a la empresa participar en los programas de expansión de inventarios y terminales que China sigue llevando a cabo.

ENEOS Holdings y Pertamina siguen teniendo importancia estratégica en sus mercados nacionales porque sus sistemas de terminales están vinculados a funciones consolidadas de refino, distribución y resiliencia del suministro nacional. Su relevancia competitiva se define menos por el almacenamiento comercial independiente que por el control operativo que ejercen en redes integradas aguas abajo.

Entre los operadores independientes, Royal Vopak, Advario, VTTI, Dialog Group Berhad y Horizon Terminals compiten mediante la ubicación de sus terminales, los contratos con clientes, la capacidad para manipular varios productos y la fiabilidad operativa. Singapur y Malasia siguen siendo especialmente importantes para estos operadores, ya que el acceso a los flujos del comercio internacional puede favorecer servicios de almacenamiento, mezcla y distribución de mayor valor.

Los fabricantes de equipos, las empresas de ingeniería y los proveedores de servicios especializados —entre ellos CIMC ENRIC, Ishii Iron Works, Toyo Kanetsu K.K., McDermott International, HMT LLC, Ergil, CST Industries, Tank Connection, Superior Tank Co., T Bailey LLC y Waterford Tank & Fabrication— compiten en función de su capacidad para diseñar tanques, la calidad de fabricación, la experiencia en mantenimiento y la adecuación a aplicaciones especializadas de GNL, GLP, cavernas y tanques convencionales. Los requisitos de cualificación y el cumplimiento de las normas de seguridad crean importantes barreras de entrada para los proveedores que prestan servicio a instalaciones de alto riesgo.

Novedades recientes del sector

Pertamina pone en servicio nueva capacidad de almacenamiento de crudo en la terminal de Balikpapan Lawe-lawe - noviembre de 2025.

PT Kilang Pertamina Balikpapan inició las operaciones en el complejo Balikpapan RDMP y completó dos nuevos tanques de almacenamiento de crudo en la terminal de Lawe-lawe. Este desarrollo refuerza la capacidad de gestión del crudo que da soporte a la refinería mejorada de Balikpapan y al sistema general de importación y distribución de Indonesia. ^{[5]PT Kilang Pertamina Balikpapan. “Balikpapan RDMP RFCC Complex Unit.” kpb.pertamina.com}

Las empresas energéticas estatales de China aceleran la construcción de instalaciones comerciales de almacenamiento - octubre de 2025.

Reuters informó de la intensa actividad de construcción de empresas energéticas estatales en diversas ubicaciones de almacenamiento costeras e interiores de China, lo que refleja el énfasis continuo del Gobierno en ampliar la cobertura de las reservas de crudo y reforzar la resiliencia de la seguridad del suministro. ^{[2]Reuters. “China Accelerates Oil Reserve Site Build Amid Stockpiling Drive.” reuters.com}