Autores:
Ankit Gupta, Manish Dhiman
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Mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África Tamaño y Compartir 2026-2035
ID del informe: GMI12871
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Fecha de publicación: October 2026
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Mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África
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Mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África
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Tamaño del mercado de líquidos del gas natural de Oriente Medio y África
El mercado de líquidos del gas natural de Oriente Medio y África registró 4,24 Mbl/d en 2025, se prevé que alcance los 4,42 Mbl/d en 2026 y se espera que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5,2 % entre 2026 y 2035, hasta llegar a los 6,96 Mbl/d en 2035.
Conclusiones clave del mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África
Líder del mercado: Saudi Arabian Oil Co. lideró el mercado con más de 10,5 % de cuota de mercado en 2025.
Actores líderes: Entre los cinco principales actores de este mercado se encuentran Saudi Arabian Oil Co., QatarEnergy, ADNOC, SONATRACH, ExxonMobil, que en conjunto alcanzaron una cuota de mercado del 36 % en 2025.
El mercado de líquidos del gas natural de Oriente Medio y África está experimentando una transformación impulsada por la monetización de los recursos de gas asociado y no asociado, especialmente en los casos en que los operadores nacionales pueden conectar la recolección de gas, la separación, el fraccionamiento y el consumo aguas abajo dentro de un sistema industrial coordinado. Esta integración respalda tanto las corrientes de líquidos destinadas a la exportación como la disponibilidad de materias primas nacionales, al tiempo que reduce los incentivos económicos para quemar hidrocarburos recuperables en antorcha.
Perspectiva de los analistas de GMI
Según las conversaciones mantenidas con especialistas regionales del sector de los hidrocarburos, el mercado produjo 4,07 Mbl/d en 2024. La base histórica de producción indica que los activos de procesamiento de gas puestos en marcha recientemente están empezando a crear una plataforma de suministro más duradera, en lugar de una respuesta pasajera a los ciclos de inversión vinculados al petróleo.
Tendencias del mercado de líquidos del gas natural de Oriente Medio y África, impulsores del crecimiento y perspectivas de previsión de GMI
Los programas de monetización del gas, las inversiones petroquímicas integradas y las mejoras de las infraestructuras de recuperación están ampliando el flujo de líquidos del gas natural susceptible de aprovechamiento en toda la región. Los resultados previstos dependerán de que las incorporaciones de gas aguas arriba se conviertan en productos fraccionados con salida comercial, mientras los operadores gestionan la exposición a los precios del petróleo, la presión sobre la asignación de capital y la complejidad de los proyectos relacionada con el cumplimiento normativo.
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.*
Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos y Qatar están desarrollando sistemas de gas que consideran la recuperación de líquidos como parte de una estrategia industrial más amplia, y no como una actividad midstream independiente. El desarrollo por fases de Jafurah por parte de Aramco, que incluye infraestructuras adicionales de procesamiento y fraccionamiento de gas, ilustra cómo los grandes proyectos gasísticos pueden ampliar progresivamente el suministro disponible para los canales petroquímicos, de combustibles y de exportación [3]Saudi Aramco. "Aramco's Strategic Gas Expansion Progresses with $25bn Contract Awards." aramco.com.
El efecto comercial es mayor cuando la capacidad de fraccionamiento se combina con compromisos de compra aguas abajo. La asignación de etano a las plantas de craqueo regionales ofrece una salida de demanda relativamente visible, mientras que las corrientes de propano, butano y pentanos-plus pueden abastecer mercados más diversos de refino, GLP y exportación. Las mejoras tecnológicas también son importantes, ya que una separación más eficiente permite obtener más valor del gas que ya circula por las instalaciones existentes.
Principales factores limitantes del mercado
*Las referencias probatorias se basan en datos externos citados; las implicaciones para la demanda y las condiciones de previsión corresponden al análisis de GMI.*
La fijación de precios vinculada al petróleo sigue siendo un factor determinante, ya que gran parte de la cartera regional de líquidos compite en mercados de combustibles y materias primas cuyos precios netos varían con los índices de referencia del crudo. Unos precios de realización más bajos pueden restar atractivo a las ampliaciones discrecionales de la capacidad de fraccionamiento, incluso cuando los recursos gasísticos subyacentes siguen siendo comercialmente viables. Esto no implica necesariamente la cancelación de proyectos estratégicos, sino una planificación más selectiva de las fases de las plantas, los gasoductos y los planes de integración posterior.
La competencia por el capital reviste especial importancia para los productores dirigidos por el Estado, que deben equilibrar la inversión en infraestructura gasística con otras prioridades nacionales. Las inversiones necesarias para cumplir la normativa añaden otra dimensión al riesgo de ejecución: la gestión del carbono, la monitorización del metano, la electrificación y la modernización de las plantas pueden mejorar la resiliencia de los activos a largo plazo, pero también absorben capacidad de ingeniería y pueden limitar los períodos de operación durante su implementación.
Perspectiva de los analistas de GMI
Consideramos que la principal tensión en las previsiones se da entre la demanda de productos petroquímicos respaldada por las políticas públicas y la disciplina de inversión que imponen los ingresos públicos vinculados al petróleo. Es probable que el mercado favorezca a los productores capaces de combinar la expansión gasística con salidas específicas para los productos posteriores, mientras que los proyectos menos integrados están más expuestos a los cambios en la disponibilidad de capital y en los calendarios de puesta en marcha.
Análisis por segmentos del mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África
Por producto
El segmento de etano del mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África registró 1,67 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 4,6 % entre 2026 y 2035. El etano sigue siendo fundamental para el modelo regional de craqueo, en el que los mecanismos de asignación específicos y los complejos industriales integrados proporcionan una base de demanda relativamente estable. Sin embargo, su escala consolidada limita las posibilidades de aumentar su peso en la mezcla frente a productos que se benefician de nuevas aplicaciones en refinerías y mercados de exportación.
El propano representó el 34,6 % del volumen regional en 2025 y se prevé que alcance los 2,41 Mbl/d en 2035. Se destina tanto a la demanda petroquímica orientada al propileno como al consumo de GLP en mercados con un acceso desigual a las redes de gas natural. Esta doble exposición amplía la base de demanda del propano, aunque su rentabilidad comercial sigue siendo sensible a los precios relativos de las materias primas y a la capacidad de los consumidores para alternar entre combustibles competidores.
Se prevé que el butano represente el 15,1 % del mercado en 2035, mientras que su volumen en 2025 fue de 0,60 Mbl/d. Las necesidades de mezcla de las refinerías y la demanda de componentes de gasolina de alto octanaje respaldan la importancia estratégica del segmento. La creciente complejidad de las refinerías permite que el butano supere su función convencional como GLP, por lo que la gestión de las especificaciones del producto constituye una fuente importante de valor incremental.
Se prevé que los pentanos y fracciones más pesadas alcancen los 0,89 Mbl/d en 2035 y crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 6,0 % entre 2026 y 2035. El crecimiento se ve respaldado por las corrientes asociadas a los condensados, la demanda de mezclas para refinerías y la disponibilidad de mercados de exportación orientados a la nafta. La flexibilidad del producto tiene importancia comercial porque permite abastecer a usuarios posteriores que no dependen del modelo regional de asignación de etano.
Por aplicación
El consumo de materias primas petroquímicas totalizó 2,3 Mbl/d en 2025 y se prevé que alcance los 3,6 Mbl/d en 2035. Esta aplicación sigue siendo el principal centro de demanda, ya que los productores regionales han construido plantas de craqueo, instalaciones de polímeros y la logística asociada en torno a materias primas ventajosas derivadas del gas. Las perspectivas dependen de la puesta en marcha puntual de los activos integrados de transformación posterior y de que se mantenga la asignación de materias primas para la creación de valor nacional.
La calefacción de espacios representó el 12,6 % del volumen regional en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5,0 % entre 2026 y 2035. La demanda de GLP sigue sustentándose en los mercados residencial y comercial, donde no hay gas de gasoducto disponible o su suministro no resulta rentable. La urbanización y la sustitución de combustibles de biomasa tradicionales pueden respaldar el consumo, aunque las estructuras de subvenciones, la asequibilidad para los hogares y la cobertura de distribución seguirán condicionando la demanda local.
Se prevé que las aplicaciones de componentes de mezcla representen el 24,1 % del mercado en 2035 y crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5,9 % entre 2026 y 2035. La demanda se ve reforzada por los esfuerzos de las refinerías para optimizar la calidad de la gasolina y gestionar las especificaciones de las mezclas. A medida que las refinerías regionales buscan producir una gama de productos de mayor valor y compatible con las exportaciones, la gasolina natural y el butano adquieren mayor relevancia comercial en las estrategias de refino.
Se prevé que otras aplicaciones alcancen los 0,8 Mbl/d en 2035, frente a una cuota del 11,6 % en 2025. La calefacción industrial, la generación distribuida de electricidad y los usos especializados ofrecen salidas diversificadas para los productos de líquidos de gas natural que no absorben por completo los sectores petroquímico y de refino. Estas aplicaciones son especialmente relevantes en lugares donde la infraestructura energética sigue estando fragmentada y el suministro portátil basado en GLP puede cubrir las carencias de disponibilidad de la red.
Perspectiva de los analistas de GMI
Interpretamos la composición por segmentos como un cambio desde un mercado dominado principalmente por las plantas de craqueo hacia una cartera más amplia de aplicaciones petroquímicas, de refino, de GLP y de exportación. La cuestión comercial clave no es si el etano seguirá siendo importante, sino si los productores podrán obtener suficiente valor de los componentes más pesados a medida que se desarrollen las capacidades de refino y logística.
Análisis regional del mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África
Análisis del mercado de líquidos de gas natural de Arabia Saudí
El mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África está encabezado por Arabia Saudí, donde se prevé que la producción alcance los 1,53 Mbl/d en 2035 y que el país representara el 24,5 % del volumen regional en 2025. La escala del Reino refleja la integración de su red de recogida de gas con la infraestructura de procesamiento, fraccionamiento y petroquímica nacional. Se espera que Jafurah refuerce esta posición al añadir líquidos asociados al gas a un sistema industrial consolidado, respaldado por inversiones escalonadas en el desarrollo gasístico.
Análisis del mercado de líquidos de gas natural de Emiratos Árabes Unidos
EAU registró 0,87 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 4,8 % (2026–2035). La red de ADNOC conecta el procesamiento de gas upstream con el complejo industrial de Ruwais y ofrece una salida estructurada para los volúmenes adicionales de etano y GLP. El proyecto MERAM tiene importancia estratégica porque conecta el aumento de la extracción de etano con la demanda industrial downstream y una vía logística específica.
Análisis del mercado de líquidos de gas natural de Qatar
Se prevé que Qatar alcance una cuota del 6,5 % del volumen regional en 2035 y crezca a una TCAC del 6,2 % (2026–2035). El procesamiento de gas vinculado a North Field sienta las bases para recuperar más condensado y líquidos de gas natural, mientras que la infraestructura consolidada de fraccionamiento y exportación facilita su comercialización en los mercados internacionales de GLP y materias primas. La estrecha conexión entre el desarrollo del GNL y los volúmenes de líquidos recuperables refuerza la posición competitiva del país.
Análisis del mercado de líquidos de gas natural de Omán
Se prevé que Omán alcance los 0,41 Mbl/d en 2035 y crezca a una TCAC del 6,9 % (2026–2035). El desarrollo de nuevos yacimientos de gas, el aumento de la actividad de procesamiento y la inversión downstream impulsan la expansión desde una base de producción menor. El acceso directo por vía marítima a los mercados del sur de Asia también mejora la rentabilidad comercial de las exportaciones de líquidos, sobre todo cuando la demanda industrial nacional no absorbe la oferta adicional.
Análisis del mercado de líquidos de gas natural de Irán
Irán produjo 0,56 Mbl/d en 2025 y se prevé que represente el 13,8 % del volumen regional en 2035. Sus abundantes recursos de gas ofrecen un importante potencial a largo plazo para los líquidos de gas natural, pero las sanciones siguen limitando el acceso a tecnología, capital y canales de exportación. Los proyectos nacionales de procesamiento y petroquímica pueden favorecer un mayor aprovechamiento, aunque el ritmo de desarrollo sigue condicionado por las restricciones operativas que afectan al sector energético del país.
Análisis del mercado de líquidos de gas natural de Argelia
Argelia registró 0,87 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 5,3 % (2026–2035). Su sistema de líquidos de gas natural abastece tanto la demanda nacional de GLP como los mercados de exportación europeos, gracias a activos de procesamiento conectados con las principales zonas productoras de gas. Las inversiones en mantenimiento de yacimientos, compresión y captura de gas de antorcha son importantes para sostener la oferta, ya que los activos maduros requieren mejoras continuas de la infraestructura.
Análisis del mercado de líquidos de gas natural de Túnez
Se prevé que Túnez alcance los 0,29 Mbl/d en 2035, mientras que en 2025 representó el 3,9 % del volumen regional. La producción sigue siendo relativamente modesta y está vinculada a operaciones maduras de petróleo y gas en tierra. La demanda nacional de GLP ofrece una salida fiable para el propano y el butano, especialmente en zonas con acceso limitado al gas por gasoducto.
El resto de Oriente Medio y África comprende productores cuya actividad de líquidos de gas natural está determinada por la captura de gas asociado, la infraestructura de procesamiento específica de cada proyecto y las distintas condiciones políticas y de inversión. Por tanto, es probable que el desarrollo de la oferta en este grupo siga siendo desigual, en lugar de ajustarse a un único patrón regional.
Perspectiva de los analistas de GMI
Consideramos que la región está formada por distintos sistemas de líquidos de gas natural, más que por una única cuenca de producción homogénea. Los productores del Golfo se benefician de modelos integrados de transformación del gas en productos químicos, mientras que los proveedores del norte de África encuentran resiliencia en la demanda de GLP y el acceso a la exportación; esta diversidad puede moderar el impacto de las interrupciones en un único uso final o ámbito geográfico.
Cuota de mercado y panorama competitivo de los líquidos de gas natural en Oriente Medio y África
La cuota de mercado de líquidos de gas natural de Oriente Medio y África presenta una concentración moderada: las cinco empresas Saudi Arabian Oil Co., QatarEnergy, ADNOC, SONATRACH y ExxonMobil representaron conjuntamente el 36 % del volumen regional en 2025. Las compañías petroleras nacionales cuentan con una ventaja estructural, ya que los derechos sobre los hidrocarburos, las inversiones en procesamiento de gas y los objetivos de política industrial suelen coordinarse en sistemas dirigidos por el Estado. Por tanto, la diferenciación competitiva depende no solo del acceso a los recursos, sino también de la capacidad de fraccionamiento, la integración aguas abajo, la logística de exportación y la capacidad para ejecutar grandes proyectos gasísticos.
Saudi Arabian Oil Co. (Saudi Aramco) tuvo una cuota del 10,5 % del volumen regional en 2025. Su posición competitiva se ve reforzada por la integración del sistema maestro de gas con activos petroquímicos y de refino aguas abajo. Se prevé que Jafurah y las infraestructuras de procesamiento asociadas fortalezcan la capacidad de la empresa para transformar nuevos recursos gasísticos en líquidos comercializados.
QatarEnergy tuvo una cuota del 9,0 % en 2025. La posición de la empresa está vinculada al control del sistema gasístico aguas arriba de Qatar y a sus infraestructuras consolidadas de fraccionamiento y exportación. Su capacidad para conectar el desarrollo de North Field con los mercados de GLP, condensados y petroquímicos le ofrece una vía diferenciada para monetizar los líquidos asociados.
ADNOC tuvo una cuota del 7,0 % en 2025. Su posición operativa se basa en instalaciones de procesamiento de gas interconectadas y en el acceso al ecosistema industrial de Ruwais. Los proyectos de expansión centrados en corrientes de gas más ricas y en la recuperación de etano están concebidos para mejorar tanto la disponibilidad de líquidos como la integración aguas abajo.
SONATRACH es el principal productor africano del grupo competitivo, con una posición respaldada por los activos argelinos de procesamiento de gas, el sistema nacional de distribución de GLP y el acceso a la exportación. ExxonMobil participa mediante asociaciones que aportan conocimientos técnicos y alcance comercial, en lugar de hacerlo a través de una plataforma de producción regional independiente.
BP p.l.c., Chevron Corporation, ConocoPhillips, Eni, Linde plc, Occidental Petroleum Corporation, Shell y TotalEnergies suelen participar mediante empresas conjuntas, acuerdos de servicios técnicos y estructuras de producción compartida. Los participantes regionales, entre ellos Dolphin Energy, GASCO, Mubadala Energy, OQ SAOC y CNPC, mantienen funciones específicas en las actividades aguas arriba o intermedias, mientras que Dana Gas PJSC y Oman LNG ocupan posiciones vinculadas a proyectos concretos en la cadena de valor regional.
Novedades recientes del sector
Saudi Aramco cierra una financiación de 11.000 millones de dólares estadounidenses para las actividades intermedias de Jafurah
En agosto de 2025, Saudi Aramco firmó una operación de arrendamiento y posterior retroarrendamiento por valor de 11.000 millones de dólares estadounidenses, que abarca la planta de gas del yacimiento de Jafurah y la instalación de fraccionamiento de líquidos de gas natural de Riyas, con un consorcio de inversores liderado por Global Infrastructure Partners. El acuerdo respalda la financiación y el desarrollo de infraestructuras esenciales para la cadena de valor del gas de Jafurah, mientras que Aramco mantiene su participación operativa mediante su posición accionarial y una estructura de uso de las instalaciones a largo plazo [6]PR Newswire. "Aramco Signs $11 Billion Jafurah Midstream Deal with International Consortium Led by Global Infrastructure Partners." prnewswire.com.
QatarEnergy adjudica el contrato EPC de la quinta unidad de fraccionamiento de líquidos de gas natural
En octubre de 2025, QatarEnergy adjudicó a un consorcio liderado por Larsen & Toubro y Consolidated Contractors Group un contrato EPC para su quinta planta de fraccionamiento de NGL en Mesaieed Industrial City. Se estima que el proyecto asciende a aproximadamente 2,5 mil millones de dólares estadounidenses y tiene como objetivo ampliar la capacidad de procesamiento de corrientes de gas rico a medida que se incorporan volúmenes adicionales de producción upstream al sistema integrado de gas de Qatar [7]MEED. "L&T Announces QatarEnergy NGL Train Project Award." meed.com.
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