Marché du stockage de pétrole en Asie-Pacifique Taille et part 2026-2035

Taille du marché du stockage pétrolier en Asie-Pacifique

Le marché du stockage pétrolier en Asie-Pacifique représentait 498,4 MCM en 2025, devrait atteindre 517,9 MCM en 2026 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 3 % (2026–2035) pour atteindre 671,9 MCM d’ici 2035. Le marché couvre les capacités commerciales installées et en exploitation pour le pétrole brut, les produits pétroliers raffinés, le gaz naturel liquéfié (LNG), exprimé en volume de liquide équivalent, et le gaz de pétrole liquéfié (LPG), dans les terminaux, les réservoirs de raffinerie exploités à des fins commerciales, les installations portuaires, les terminaux de réception de GNL, les réservoirs sous pression et les cavernes souterraines.

Le marché de l’Asie-Pacifique évolue sous l’effet conjugué de la dépendance aux importations, de la logistique des raffineries et de la gestion des stocks motivée par les impératifs de sécurité énergétique. Les ajouts de capacité se concentrent de plus en plus autour des points d’entrée côtiers et des corridors industriels intégrés, où le stockage contribue à la fois à la résilience de l’approvisionnement physique et à la flexibilité opérationnelle nécessaire pour gérer l’évolution des types de pétrole brut et de produits. Les réserves d’urgence détenues par les pouvoirs publics, les stocks militaires, le remplissage des pipelines et le stockage flottant sont exclus.

Tendances, moteurs de croissance et perspectives prévisionnelles de GMI du marché du stockage pétrolier en Asie-Pacifique

Les investissements dans le stockage suivent l’évolution différenciée des systèmes énergétiques régionaux : les marchés d’Asie du Sud-Est tournés vers les importations ont besoin de flexibilité logistique, la Chine continue de renforcer ses stocks commerciaux et les marchés matures d’Asie du Nord-Est privilégient l’optimisation de l’utilisation et la modernisation des actifs. Il en résulte une création soutenue de capacités, même si les procédures d’autorisation, le financement et les exigences d’ingénierie propres à chaque produit déterminent les projets qui avancent.

Principaux moteurs

*Les données citées étayent les éléments de preuve ; les implications pour la demande et les conditions des prévisions relèvent de l’analyse de GMI.*

Le programme chinois de stockage commercial revêt une importance majeure, car il associe la politique de gestion des stocks aux infrastructures nécessaires à la réception et à la distribution des cargaisons maritimes. Les capacités de stockage liées aux raffineries, les terminaux portuaires et les projets de cavernes souterraines nécessitent des compétences différentes en matière de construction et d’exploitation, ce qui crée une vaste base de demande pour les fournisseurs de réservoirs, les entreprises de génie civil, les fournisseurs de systèmes d’automatisation et les gestionnaires de terminaux. Le portefeuille de projets renforce également le rôle stratégique des grands opérateurs soutenus par l’État dans l’orientation des investissements.

La hausse des besoins énergétiques de l’Asie du Sud-Est accentue, dans plusieurs marchés, l’écart entre la consommation et l’offre locale. La région devrait représenter près d’un cinquième de la croissance de la demande énergétique mondiale d’ici 2035, ce qui accroît l’importance des infrastructures côtières de réception, de distribution des produits et de négoce. ^{[1]International Energy Agency. “Southeast Asia Energy Outlook 2026.” iea.org} Le stockage devient ainsi une nécessité opérationnelle pour gérer le calendrier des cargaisons, l’exposition aux risques liés aux routes d’approvisionnement et les transferts entre raffineries et marchés, plutôt qu’un simple actif de stockage passif.

Les dispositifs de stockage obligatoire constituent une autre source de résilience de la demande. Au Japon et en Corée du Sud, les opérateurs commerciaux interviennent sur des marchés où les exigences en matière de stocks soutiennent un niveau minimal d’utilisation, même lorsque les conditions de débit se dégradent. L’extension des priorités de sécurité énergétique au GNL et au GPL peut également soutenir les infrastructures spécialisées, dans un contexte où la croissance de la demande de produits pétroliers conventionnels est moins certaine.

Principaux freins

*Les éléments probants s’appuient sur des données externes citées ; les implications pour la demande et les conditions des prévisions relèvent de l’analyse de GMI.*

Les terminaux construits sur des sites vierges doivent franchir une succession d’étapes exigeantes, de la maîtrise foncière et de l’obtention des permis à l’ingénierie, au financement, à la construction et à la mise en service. Cette situation favorise les promoteurs disposant d’un accès établi aux ports, de relations avec la clientèle et d’une capacité financière suffisante, tandis que les petits développeurs indépendants doivent obtenir des engagements commerciaux durables avant de pouvoir lancer les travaux. Cette contrainte est particulièrement importante sur les marchés côtiers où les terrains, l’accès maritime et les autorisations environnementales sont interdépendants.

L’incertitude à plus long terme quant à la croissance de la demande de pétrole modifie les critères d’évaluation des investissements dans les capacités de stockage classiques. Les promoteurs peuvent encore justifier des projets lorsque les capacités soutiennent des stocks réglementaires, l’intégration aux raffineries ou des flux de distribution contractualisés, mais les capacités reposant uniquement sur des transactions au comptant nécessitent des perspectives d’utilisation plus convaincantes. ^{[3]International Energy Agency. “Oil 2025: Analysis and Forecast to 2030.” iea.org} Cette distinction renforce la valeur relative des terminaux flexibles multi-produits et des accords à long terme avec les clients.

Les configurations spécialisées ajoutent un autre niveau de risque lié à l’exécution. Les réservoirs de GNL, les sphères de GPL et les cavernes souterraines nécessitent des systèmes de sécurité, une expertise des matériaux, des procédures d’exploitation et des autorisations réglementaires spécifiques. Les différences entre les juridictions allongent les travaux préalables au développement et consolident la position des exploitants et des sociétés d’ingénierie capables de démontrer leur maîtrise des exigences locales.

Analyse des segments du marché du stockage de pétrole en Asie-Pacifique

Par type de produit

Les réservoirs à toit fixe représentaient 199,4 MCM en 2025 et devraient constituer 38,0 % des capacités régionales d’ici 2035. Le marché du stockage de pétrole en Asie-Pacifique continue de s’appuyer sur les systèmes à toit fixe pour les stocks intégrés aux raffineries et le stockage de produits dans les zones intérieures, où les conditions d’exploitation favorisent les réservoirs classiques et robustes.

Leur rôle reste important, bien que les investissements supplémentaires soient de plus en plus orientés vers des configurations répondant aux besoins de gestion des vapeurs, de mise sous pression, de manutention cryogénique ou de sécurité renforcée. Les réservoirs à toit flottant représentaient 47,0 % de la capacité en 2025 et devraient atteindre 309,1 MCM d’ici 2035. Les infrastructures à toit flottant jouent un rôle central dans la manutention du pétrole brut et des produits volatils dans les terminaux côtiers à fort débit. Leur pérennité s’explique à la fois par leur rentabilité opérationnelle et par les exigences de gestion environnementale, notamment lorsque les complexes de raffinage et les terminaux d’importation doivent gérer d’importants volumes de cargaisons tout en contrôlant plus strictement les pertes par évaporation.

Les réservoirs sphériques représentaient 29,9 MCM en 2025 et devraient croître à un taux de croissance annuel composé (CAGR) d’environ 4,6 % sur la période 2026–2035. Les installations sphériques sont étroitement liées à la logistique du GPL et des hydrocarbures pressurisés connexes. Leurs perspectives sont soutenues par l’expansion des réseaux de distribution, les besoins en combustibles industriels et la demande de matières premières pétrochimiques, en particulier lorsque les terminaux côtiers d’importation desservent des marchés en aval fragmentés. Les autres systèmes de stockage représentaient 7,0 % de la capacité en 2025 et devraient atteindre 60,5 MCM d’ici 2035. Cette catégorie regroupe les solutions de stockage nécessitant le plus d’ingénierie, notamment les cavernes souterraines et les installations cryogéniques de GNL. Son expansion reflète l’importance croissante des infrastructures d’importation de gaz et le recours au stockage souterrain lorsque la disponibilité des terrains, les exigences de sécurité ou la proximité des zones urbaines limitent le développement de terminaux conventionnels.

Par utilisation finale

Le stockage de pétrole brut représentait 214,3 MCM en 2025 et devrait constituer 40,0 % de la capacité d’ici 2035. Le pétrole brut demeure la principale utilisation finale du stockage dans la région, car les terminaux d’importation et les systèmes de raffinage nécessitent d’importants stocks tampons. La diminution de son poids dans le portefeuille ne signifie pas que son importance stratégique recule ; elle témoigne plutôt d’une diversification des produits, à mesure que les infrastructures gazières et celles dédiées aux combustibles spécialisés se développent. Le stockage d’essence s’élevait à 84,7 MCM en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) d’environ 2,4 % sur la période 2026–2035. Les infrastructures de stockage d’essence restent nécessaires aux réseaux de distribution régionaux, aux opérations de mélange et aux importantes flottes de véhicules. La croissance est plus modérée que dans les segments liés au gaz, car l’électrification influe progressivement sur la demande de carburant. Toutefois, la nécessité de stocker séparément les différentes qualités et d’assurer une distribution fiable continue de soutenir les besoins en stockage.

Le stockage de carburant aviation représentait 6,0 % de la capacité en 2025 et devrait atteindre 47,0 MCM d’ici 2035. La demande de carburant aviation soutient les infrastructures logistiques dédiées dans les terminaux et à proximité des aéroports. À mesure que les réseaux de transport aérien se développent en Asie du Sud, du Sud-Est et de l’Est, les besoins en stockage sont déterminés par la nécessité d’assurer la fiabilité de l’approvisionnement, de gérer la qualité des produits et d’intégrer les infrastructures aux réseaux d’hydrants et aux systèmes de ravitaillement sur les aires de trafic. Les distillats moyens représentaient 17,0 % de la capacité en 2025 et devraient atteindre 107,5 MCM d’ici 2035. Le diesel, le gazole marin, le kérosène et les produits connexes conservent un rôle important dans le transport de marchandises, l’activité industrielle, l’agriculture et le commerce maritime. La demande de stockage est ainsi soutenue par les ports et les corridors de distribution, même si les normes relatives aux carburants plus propres et l’optimisation de la production des raffineries remodèlent la composition des produits.

Le stockage de GNL s’élevait à 54,8 MCM en 2025 et devrait représenter 14,0 % de la capacité d’ici 2035. Le GNL fait évoluer le profil technique des capacités de stockage de la région.Les terminaux de réception nécessitent des équipements cryogéniques, une conception répondant à des exigences de sécurité rigoureuses et des liaisons avec des installations de regazéification en aval ou des clients industriels, ce qui constitue une proposition d’investissement plus spécialisée que le stockage conventionnel de produits pétroliers. Le stockage de GPL représentait 6,0 % de la capacité en 2025 et devrait atteindre 47,0 MCM d’ici 2035. Il est soutenu par l’approvisionnement des ménages en combustible de cuisson, la demande pétrochimique et la logistique d’importation décentralisée. Ses infrastructures sont particulièrement importantes sur les marchés où les cargaisons importées doivent être réparties en volumes plus réduits pour approvisionner des consommateurs dispersés sur le plan géographique.

Analyse régionale du marché du stockage de pétrole en Asie-Pacifique

Chine

La Chine disposait d’une capacité commerciale de 260,0 MCM en 2025 et devrait représenter 55,7 % de la capacité régionale d’ici 2035. Le marché du stockage de pétrole en Asie-Pacifique repose sur les infrastructures côtières d’importation de la Chine, ses complexes de raffinage et ses programmes de stocks commerciaux pilotés par l’État. CNPC/PetroChina, Sinopec et CNOOC influencent le calendrier des projets grâce à l’intégration de leurs activités de raffinage, à leur accès aux ports et à leur capacité à faire concorder les nouvelles capacités avec les objectifs nationaux de sécurité d’approvisionnement. La participation des acteurs indépendants reste sélective et dépend souvent de partenariats locaux et de possibilités propres à certains terminaux.

Japon

Le Japon disposait d’une capacité commerciale de 95,0 MCM en 2025. Son marché se caractérise par des infrastructures matures, des obligations établies de constitution de stocks dans le secteur privé et une rationalisation des activités de raffinage. Ses actifs de stockage restent importants sur le plan opérationnel, car leur utilisation est soutenue par des pratiques réglementées de gestion des stocks et une logistique aval sophistiquée. Toutefois, la faible progression de la demande réduit la pertinence de grands projets conventionnels de réservoirs entièrement nouveaux.

Corée du Sud

La Corée du Sud représentait 8,6 % de la capacité régionale en 2025 et devrait atteindre 54,6 MCM d’ici 2035. Elle associe de grands complexes de raffinage et de pétrochimie à des infrastructures d’importation et d’exportation d’importance stratégique. Les expansions devraient être sélectives et liées aux infrastructures gazières, aux matières premières pétrochimiques et aux exigences de manutention des produits. Parallèlement, les obligations en vigueur et la demande industrielle soutiennent la position des exploitants de terminaux déjà établis.

Singapour

Singapour disposait d’une capacité commerciale de 20,0 MCM en 2025 et devrait représenter 4,0 % de la capacité régionale d’ici 2035. Son importance tient à sa connectivité plutôt qu’à son échelle physique. L’île de Jurong, les infrastructures portuaires et les installations de stockage en cavernes soutiennent le négoce, le mélange, l’avitaillement des navires et la redistribution régionale des produits. L’utilisation des installations et la qualité de la clientèle sont donc déterminantes pour la rentabilité des terminaux. Les contraintes foncières et les normes d’exploitation rigoureuses renforcent l’importance de l’optimisation des installations existantes et des actifs offrant une différenciation technique.

Malaisie

La Malaisie devrait atteindre 12,8 MCM d’ici 2035 et afficher un taux de croissance annuel composé (CAGR) d’environ 4,1 % sur la période 2026–2035.

La Malaisie bénéficie de sa position le long du corridor maritime du détroit de Singapour et du développement industriel autour de Pengerang. Les perspectives du marché sont étroitement liées aux activités intégrées de raffinage, de pétrochimie et de terminaux, où l’accès en eaux profondes et les structures de coentreprise peuvent ouvrir des débouchés commerciaux aux exploitants indépendants de capacités de stockage.

Indonésie

L’Indonésie disposait d’une capacité commerciale de 7,0 MCM en 2025 et devrait afficher un taux de croissance annuel composé (CAGR) d’environ 4,9 % sur la période 2026–2035. La dispersion géographique de l’Indonésie fait du stockage en terminal un élément essentiel de la distribution nationale de carburants. Le recul de la production intérieure par rapport à la consommation accroît la dépendance aux importations de pétrole brut et de produits pétroliers, tandis que la modernisation des raffineries et les besoins de distribution régionale soutiennent la poursuite des investissements dans les infrastructures côtières de réception et de stockage en aval. ^{[1]International Energy Agency. “Southeast Asia Energy Outlook 2026.” iea.org}

Part du marché du stockage pétrolier en Asie-Pacifique et paysage concurrentiel

La structure des parts du marché du stockage pétrolier en Asie-Pacifique est concentrée : les cinq principaux exploitants — CNPC/PetroChina, Sinopec Group, CNOOC, ENEOS Holdings et PERTAMINA — représentaient ensemble environ 56 % de la capacité commerciale régionale en 2025. Les compagnies pétrolières nationales conservent des avantages structurels grâce à l’intégration du raffinage, aux programmes de stocks liés aux pouvoirs publics, à la propriété de terminaux et à l’accès aux infrastructures côtières. Les exploitants indépendants sont particulièrement compétitifs dans les plateformes de négoce international, les terminaux multi-produits et les sites où les coentreprises leur donnent accès à des emplacements stratégiquement précieux.

CNPC/PetroChina détenait environ 20 % de la capacité régionale en 2025. Sa position s’appuie sur des parcs de stockage associés aux raffineries, des terminaux d’importation et des actifs de distribution intérieure répartis en Chine, qui permettent à l’entreprise de relier la gestion des stocks à l’approvisionnement en pétrole brut et aux obligations d’approvisionnement en aval.

Sinopec Group représentait environ 15 % de la capacité régionale en 2025. Sa position concurrentielle repose sur son intégration à de grands complexes de raffinage et de pétrochimie, notamment le long des corridors industriels côtiers chinois, où le développement des terminaux est étroitement lié aux capacités de traitement et à la logistique d’importation.

CNOOC représentait environ 8 % de la capacité régionale en 2025. Ses capacités de stockage sont associées aux terminaux d’importation, aux actifs en aval et aux besoins de la chaîne d’approvisionnement liés aux activités offshore et côtières. L’entreprise est ainsi en mesure de participer aux programmes chinois de développement des stocks et des terminaux.

ENEOS Holdings et Pertamina restent stratégiquement importantes sur leurs marchés nationaux, car leurs réseaux de terminaux sont liés aux activités établies de raffinage et de distribution ainsi qu’aux fonctions nationales de résilience de l’approvisionnement. Leur importance concurrentielle tient moins au stockage marchand autonome qu’au contrôle opérationnel qu’elles exercent sur des réseaux intégrés en aval.

Parmi les acteurs indépendants, Royal Vopak, Advario, VTTI, Dialog Group Berhad et Horizon Terminals se distinguent par l’emplacement de leurs terminaux, leurs contrats clients, leur capacité à traiter plusieurs produits et leur fiabilité opérationnelle. Singapour et la Malaisie restent particulièrement importants pour ces exploitants, car l’accès aux flux commerciaux internationaux peut favoriser des services de stockage, de mélange et de distribution à plus forte valeur ajoutée.

Les fabricants d’équipements, les sociétés d’ingénierie et les prestataires de services spécialisés — notamment CIMC ENRIC, Ishii Iron Works, Toyo Kanetsu K.K., McDermott International, HMT LLC, Ergil, CST Industries, Tank Connection, Superior Tank Co., T Bailey LLC et Waterford Tank & Fabrication — se livrent concurrence grâce à leurs capacités de conception de réservoirs, à la qualité de leur fabrication, à leur expertise en matière de maintenance et à l’adéquation de leurs solutions aux applications spécialisées dans le GNL, le GPL, les cavernes et les réservoirs conventionnels. Les exigences de qualification et le respect des normes de sécurité constituent des barrières à l’entrée importantes pour les fournisseurs qui desservent des installations où les conséquences d’un incident peuvent être graves.

Évolutions récentes du secteur

Pertamina met en service de nouvelles capacités de stockage de pétrole brut au terminal de Lawe-lawe, à Balikpapan — novembre 2025.

PT Kilang Pertamina Balikpapan a lancé les premières opérations du complexe Balikpapan RDMP et achevé la construction de deux nouveaux réservoirs de stockage de pétrole brut au terminal de Lawe-lawe. Ce développement renforce les capacités de manutention du pétrole brut au service de la raffinerie modernisée de Balikpapan ainsi que du système indonésien d’importation et de distribution dans son ensemble. ^{[5]PT Kilang Pertamina Balikpapan. “Balikpapan RDMP RFCC Complex Unit.” kpb.pertamina.com}

Les entreprises énergétiques publiques chinoises accélèrent la construction de sites de stockage commerciaux — octobre 2025.

Reuters a fait état de travaux de construction en cours menés par des entreprises énergétiques publiques dans plusieurs sites de stockage côtiers et intérieurs en Chine, ce qui témoigne de la volonté persistante du gouvernement d’élargir la couverture des stocks de pétrole brut et de renforcer la résilience de l’approvisionnement. ^{[2]Reuters. “China Accelerates Oil Reserve Site Build Amid Stockpiling Drive.” reuters.com}