Mercato dello stoccaggio di petrolio dell’Asia-Pacifico Dimensioni e quota 2026-2035

Dimensione del mercato dello stoccaggio di petrolio nell’Asia-Pacifico

Nel 2025 il mercato dello stoccaggio di petrolio nell’Asia-Pacifico ha rappresentato 498,4 MCM; nel 2026 dovrebbe raggiungere 517,9 MCM e si prevede che crescerà a un tasso annuo composto (CAGR) del 3% nel periodo 2026–2035, fino a raggiungere 671,9 MCM entro il 2035. Il mercato comprende la capacità commerciale installata e operativa per il petrolio greggio, i prodotti petroliferi raffinati, il GNL espresso in volume equivalente liquido e il GPL, presso terminali, serbatoi di raffineria gestiti a fini commerciali, strutture portuali, impianti di ricezione del GNL, serbatoi pressurizzati e cavità sotterranee.

Il mercato dell’Asia-Pacifico è in fase di trasformazione per effetto dell’interazione tra dipendenza dalle importazioni, logistica delle raffinerie e gestione delle scorte orientata alla sicurezza energetica. Le aggiunte di capacità si concentrano sempre più presso i punti di ingresso costieri e i corridoi industriali integrati, dove lo stoccaggio garantisce sia la resilienza dell’approvvigionamento fisico sia la flessibilità operativa necessaria per gestire le variazioni nella composizione del greggio e dei prodotti. Sono escluse le riserve di emergenza di proprietà pubblica, le scorte militari, il riempimento delle condotte e lo stoccaggio galleggiante.

Tendenze, fattori di crescita e prospettive previsionali di GMI per il mercato dello stoccaggio di petrolio nell’Asia-Pacifico

Gli investimenti nello stoccaggio seguono l’evoluzione di un sistema energetico regionale sempre più differenziato: i mercati del Sud-est asiatico orientati alle importazioni richiedono flessibilità logistica, la Cina continua a rafforzare la capacità commerciale di stoccaggio e i mercati maturi dell’Asia nord-orientale puntano a migliorare l’utilizzo e modernizzare gli impianti. Ne deriva una formazione sostenuta di nuova capacità, sebbene l’avanzamento dei progetti dipenda dalle autorizzazioni, dai finanziamenti e dai requisiti ingegneristici specifici dei prodotti.

Principali fattori di crescita

*I riferimenti probatori si basano su dati esterni citati; le implicazioni per la domanda e le condizioni previsionali rappresentano l’analisi di GMI.*

Il programma cinese di stoccaggio commerciale è rilevante perché integra le politiche sulle scorte con le infrastrutture necessarie per ricevere e distribuire i carichi via mare. I serbatoi collegati alle raffinerie, i terminali portuali e i progetti di stoccaggio in caverna richiedono competenze costruttive e operative diverse, creando un’ampia base di domanda per i fornitori di serbatoi, gli appaltatori di opere civili, i fornitori di sistemi di automazione e i gestori di terminali. La pipeline rafforza inoltre il ruolo strategico dei grandi operatori sostenuti dallo Stato nell’indirizzare gli investimenti.

Il fabbisogno energetico in aumento nel Sud-est asiatico sta ampliando il divario tra consumi e offerta interna in diversi mercati. Si prevede che la regione rappresenti quasi un quinto della crescita della domanda energetica globale fino al 2035, accrescendo l’importanza delle infrastrutture costiere per la ricezione, la distribuzione dei prodotti e il commercio. ^{[1]International Energy Agency. “Southeast Asia Energy Outlook 2026.” iea.org} Lo stoccaggio diventa quindi un requisito operativo per gestire i tempi di arrivo dei carichi, l’esposizione ai rischi delle rotte di approvvigionamento e i trasferimenti dalle raffinerie ai mercati, anziché essere un semplice asset passivo destinato alle scorte.

Gli obblighi di mantenimento delle scorte costituiscono un’ulteriore fonte di resilienza della domanda. In Giappone e Corea del Sud, gli operatori commerciali servono mercati in cui i requisiti di inventario sostengono un livello minimo di utilizzo anche quando le condizioni di movimentazione si indeboliscono. L’estensione delle priorità di sicurezza energetica a GNL e GPL può sostenere ulteriormente le infrastrutture specializzate nei mercati in cui la crescita della domanda di prodotti petroliferi convenzionali è meno certa.

Principali fattori limitanti

*I riferimenti probatori si basano su dati esterni citati; le implicazioni per la domanda e le condizioni previsionali rappresentano l’analisi di GMI.*

I terminali realizzati su aree non urbanizzate devono affrontare un iter impegnativo, che va dall’acquisizione del controllo del sito e dall’ottenimento dei permessi fino alla progettazione, al finanziamento, alla costruzione e alla messa in esercizio. Ciò favorisce gli sponsor che dispongono di accesso consolidato ai porti, rapporti con i clienti e adeguate risorse patrimoniali, mentre i piccoli sviluppatori indipendenti devono assicurarsi impegni commerciali solidi prima di poter avviare la costruzione. Il vincolo è particolarmente rilevante nei mercati costieri caratterizzati da restrizioni, dove la disponibilità di terreni, l’accesso marittimo e le autorizzazioni ambientali sono interdipendenti.

La maggiore incertezza a lungo termine sulla crescita della domanda di petrolio modifica i criteri di valutazione degli investimenti nei serbatoi convenzionali. Gli sviluppatori possono comunque giustificare i progetti quando la capacità serve a garantire scorte regolamentari, l’integrazione con le raffinerie o flussi distributivi coperti da contratti; per la capacità destinata esclusivamente al mercato spot, invece, è necessario dimostrare in modo più convincente l’effettivo utilizzo. ^{[3]International Energy Agency. “Oil 2025: Analysis and Forecast to 2030.” iea.org} Questa distinzione accresce il valore relativo dei terminali flessibili e multi-prodotto e degli accordi a lungo termine con i clienti.

Le configurazioni specializzate aggiungono un ulteriore livello di rischio esecutivo. I serbatoi per GNL, i serbatoi sferici per GPL e le caverne sotterranee richiedono sistemi di sicurezza, competenze sui materiali, procedure operative e autorizzazioni normative specifici. Le differenze tra i vari contesti giurisdizionali allungano le attività di sviluppo preliminare e rafforzano la posizione degli operatori e delle società di ingegneria che hanno dimostrato di saper garantire la conformità alle normative locali.

Analisi dei segmenti del mercato dello stoccaggio di petrolio nell’Asia-Pacifico

Per prodotto

Nel 2025 i serbatoi a tetto fisso hanno rappresentato 199,4 MCM e si prevede che costituiranno il 38,0% della capacità regionale entro il 2035. Il mercato dello stoccaggio di petrolio nell’Asia-Pacifico continua ad affidarsi ai serbatoi a tetto fisso per le scorte integrate con le raffinerie e lo stoccaggio di prodotti nelle aree interne, dove le condizioni operative favoriscono serbatoi robusti e convenzionali.

Il loro ruolo resta importante, sebbene gli investimenti incrementali siano sempre più orientati verso configurazioni che rispondono alle esigenze di gestione dei vapori, pressurizzazione, movimentazione criogenica o maggiore sicurezza. Nel 2025 i serbatoi a tetto galleggiante rappresentavano il 47,0% della capacità e si prevede che raggiungano 309,1 MCM entro il 2035. Le infrastrutture con serbatoi a tetto galleggiante sono fondamentali per la movimentazione di petrolio greggio e prodotti volatili nei terminali costieri ad alto throughput. La loro tenuta nel tempo riflette sia le dinamiche economiche operative sia le esigenze di gestione ambientale, in particolare nei casi in cui i complessi di raffinazione e i terminali di importazione devono gestire grandi volumi di carico controllando più rigorosamente le perdite per evaporazione.

Nel 2025 i serbatoi sferici contenevano 29,9 MCM e si prevede che cresceranno a un tasso annuo composto (CAGR) di circa il 4,6% nel periodo 2026–2035. Gli impianti con serbatoi sferici sono strettamente legati alla logistica del GPL e di altri idrocarburi pressurizzati. Le prospettive sono sostenute dall’espansione della distribuzione, dal fabbisogno di combustibili industriali e dalla domanda di materie prime per l’industria petrolchimica, soprattutto laddove i terminali costieri di importazione servono mercati downstream frammentati. Nel 2025 gli altri sistemi di stoccaggio rappresentavano il 7,0% della capacità e si prevede che raggiungano 60,5 MCM entro il 2035. Questa categoria comprende le soluzioni di stoccaggio a maggiore intensità ingegneristica, tra cui i cavernamenti sotterranei e gli impianti criogenici per il gas naturale liquefatto (LNG). La crescita riflette la crescente importanza delle infrastrutture per l’importazione di gas e il ricorso allo stoccaggio sotterraneo nei casi in cui la disponibilità di terreni, la sicurezza o la vicinanza alle aree urbane limitano lo sviluppo dei terminali convenzionali.

Per utilizzo finale

Nel 2025 lo stoccaggio di petrolio greggio rappresentava 214,3 MCM e si prevede che costituirà il 40,0% della capacità entro il 2035. Il greggio resta il principale utilizzo finale dello stoccaggio nella regione, poiché i terminali di importazione e i sistemi di raffinazione richiedono consistenti scorte di riserva. La diminuzione del suo peso sul totale del portafoglio non implica una minore importanza strategica; indica piuttosto una maggiore diversificazione dei prodotti, con l’espansione delle infrastrutture per il gas e i combustibili speciali. Nel 2025 lo stoccaggio di benzina ammontava a 84,7 MCM e si prevede che cresca a un tasso annuo composto (CAGR) di circa il 2,4% nel periodo 2026–2035. Le infrastrutture per la benzina restano necessarie alle reti di distribuzione regionali, alle operazioni di miscelazione e ai grandi parchi veicoli. La crescita è più contenuta rispetto a quella dei segmenti legati al gas, poiché l’elettrificazione incide gradualmente sulla domanda di carburante; al contempo, la necessità di gestire separatamente i diversi gradi e garantire una distribuzione affidabile continua a sostenere il fabbisogno di stoccaggio.

Nel 2025 lo stoccaggio di carburante per aviazione rappresentava il 6,0% della capacità e si prevede che raggiunga 47,0 MCM entro il 2035. La domanda di carburante per aviazione sostiene lo sviluppo di infrastrutture logistiche dedicate presso i terminali e in prossimità degli aeroporti. Con l’espansione delle reti di trasporto aereo nell’Asia meridionale, sud-orientale e orientale, il fabbisogno di stoccaggio dipende dalla necessità di garantire forniture affidabili, gestire la qualità dei prodotti e integrare le infrastrutture con i sistemi di rifornimento tramite idranti e piazzali aeroportuali. Nel 2025 i distillati medi rappresentavano il 17,0% della capacità e si prevede che raggiungano 107,5 MCM entro il 2035. Il diesel, il gasolio marino, il cherosene e i prodotti correlati continuano a svolgere un ruolo importante nel trasporto merci, nelle attività industriali, nell’agricoltura e nel commercio marittimo. La domanda di stoccaggio è quindi sostenuta dai porti e dai corridoi di distribuzione, mentre gli standard sui combustibili più puliti e l’ottimizzazione dei prodotti delle raffinerie modificano la composizione dell’offerta.

Nel 2025 lo stoccaggio di gas naturale liquefatto (LNG) ammontava a 54,8 MCM e si prevede che rappresenti il 14,0% della capacità entro il 2035. Il LNG sta modificando il profilo tecnico della capacità di stoccaggio regionale.I terminali di ricezione richiedono capacità criogeniche, rigorosi criteri di progettazione in materia di sicurezza e collegamenti con impianti di rigassificazione a valle o clienti industriali, dando luogo a una proposta di investimento più specializzata rispetto ai tradizionali serbatoi per prodotti petroliferi. Nel 2025, lo stoccaggio di GPL rappresentava il 6,0% della capacità e si prevede che raggiunga 47,0 MCM entro il 2035. Lo stoccaggio di GPL è sostenuto dall’approvvigionamento di combustibili per uso domestico in cucina, dalla domanda del settore petrolchimico e dalla logistica di importazione distribuita. Le relative infrastrutture sono particolarmente importanti nei mercati in cui i carichi importati devono essere suddivisi in volumi più ridotti per la distribuzione a consumatori geograficamente dispersi.

Analisi regionale del mercato dello stoccaggio di petrolio nell’Asia-Pacifico

Cina

Nel 2025 la Cina disponeva di una capacità commerciale di 260,0 MCM e si prevede che rappresenti il 55,7% della capacità regionale entro il 2035. Il mercato dello stoccaggio di petrolio nell’Asia-Pacifico fa perno sulle infrastrutture cinesi di importazione costiera, sui complessi di raffinazione e sui programmi statali di stoccaggio commerciale delle scorte. CNPC/PetroChina, Sinopec e CNOOC influenzano i tempi di realizzazione dei progetti grazie all’integrazione con le raffinerie, all’accesso ai porti e alla capacità di allineare la nuova capacità agli obiettivi nazionali di sicurezza degli approvvigionamenti. La partecipazione indipendente rimane selettiva e dipende spesso da partnership locali e da specifiche opportunità legate ai terminali.

Giappone

Nel 2025 il Giappone disponeva di una capacità commerciale di 95,0 MCM. Il mercato giapponese è caratterizzato da infrastrutture mature, obblighi consolidati di detenzione di scorte da parte del settore privato e razionalizzazione delle raffinerie. Gli impianti di stoccaggio mantengono una rilevanza operativa grazie all’utilizzo sostenuto dalle pratiche regolamentate di gestione delle scorte e da una logistica a valle sofisticata; tuttavia, la limitata crescita della domanda riduce la convenienza di grandi progetti convenzionali realizzati su aree non edificate.

Corea del Sud

Nel 2025 la Corea del Sud rappresentava l’8,6% della capacità regionale e si prevede che raggiunga 54,6 MCM entro il 2035. Il Paese combina grandi complessi di raffinazione e petrolchimici con infrastrutture di importazione ed esportazione strategicamente importanti. È probabile che l’espansione sia selettiva e legata alle infrastrutture del gas, alle materie prime per il settore petrolchimico e ai requisiti di movimentazione dei prodotti; al contempo, gli obblighi consolidati e la domanda industriale sostengono la posizione degli operatori di terminali già presenti sul mercato.

Singapore

Nel 2025 Singapore disponeva di una capacità commerciale di 20,0 MCM e si prevede che rappresenti il 4,0% della capacità regionale entro il 2035. Il valore di Singapore risiede nella connettività, più che nelle dimensioni fisiche. L’isola di Jurong, le infrastrutture portuali e gli impianti di stoccaggio in caverna sostengono le attività di trading, miscelazione, rifornimento di carburante alle navi e ridistribuzione regionale dei prodotti, rendendo l’utilizzo degli impianti e la qualità della clientela fattori centrali per l’economia dei terminali. I vincoli di disponibilità del suolo e i rigorosi standard operativi rafforzano l’importanza dell’ottimizzazione degli impianti esistenti e degli asset caratterizzati da differenziazione tecnica.

Malesia

Si prevede che la Malesia raggiunga 12,8 MCM entro il 2035, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) di circa il 4,1% nel periodo 2026–2035.

La Malesia beneficia della sua posizione lungo il corridoio marittimo dello Stretto di Singapore e dello sviluppo industriale nell'area di Pengerang. Le prospettive del mercato sono strettamente legate alle attività integrate di raffinazione, petrolchimica e gestione dei terminal, dove l'accesso alle acque profonde e le strutture di joint venture possono offrire agli operatori indipendenti di stoccaggio una via commerciale.

Indonesia

Nel 2025 l'Indonesia disponeva di una capacità commerciale di 7,0 MCM e si prevede che crescerà a un tasso annuo composto (CAGR) di circa il 4,9% nel periodo 2026–2035. La distribuzione geografica dispersa dell'Indonesia rende lo stoccaggio nei terminali essenziale per la distribuzione nazionale dei carburanti. Il calo della produzione interna rispetto ai consumi aumenta la dipendenza dalle importazioni di greggio e prodotti petroliferi, mentre gli interventi di ammodernamento delle raffinerie e le esigenze di distribuzione regionale sostengono i continui investimenti nelle infrastrutture costiere di ricezione e di stoccaggio a valle. ^{[1]International Energy Agency. “Southeast Asia Energy Outlook 2026.” iea.org}

Quota di mercato e panorama competitivo del mercato dello stoccaggio di petrolio dell'Asia-Pacifico

La quota di mercato dello stoccaggio di petrolio nell'Asia-Pacifico è concentrata: i cinque maggiori operatori — CNPC/PetroChina, Sinopec Group, CNOOC, ENEOS Holdings e PERTAMINA — detenevano complessivamente circa il 56% della capacità commerciale regionale nel 2025. Le compagnie petrolifere nazionali mantengono vantaggi strutturali grazie all'integrazione con le raffinerie, ai programmi di scorte collegati ai governi, alla proprietà dei terminal e all'accesso alle infrastrutture costiere. Gli operatori indipendenti competono con maggiore efficacia negli hub del commercio internazionale, nei terminal multiprodotto e nelle località in cui le joint venture consentono l'accesso a siti di valore strategico.

Nel 2025 CNPC/PetroChina deteneva circa il 20% della capacità regionale. La sua posizione è rafforzata dai parchi serbatoi collegati alle raffinerie, dai terminal di importazione e dalle risorse di distribuzione nell'entroterra cinese, che consentono all'azienda di collegare la gestione delle scorte agli approvvigionamenti di greggio e agli obblighi di fornitura a valle.

Nel 2025 Sinopec Group deteneva circa il 15% della capacità regionale. La sua posizione competitiva si fonda sull'integrazione con i principali complessi di raffinazione e petrolchimici, in particolare lungo i corridoi industriali costieri della Cina, dove lo sviluppo dei terminal è strettamente legato alla capacità di lavorazione e alla logistica delle importazioni.

Nel 2025 CNOOC deteneva circa l'8% della capacità regionale. La sua rete di stoccaggio è legata ai terminal di importazione, alle attività a valle e alle esigenze della catena di fornitura connesse alle operazioni offshore e costiere; ciò consente all'azienda di partecipare ai continui programmi cinesi di ampliamento delle scorte e dei terminal.

ENEOS Holdings e Pertamina mantengono una rilevanza strategica nei rispettivi mercati nazionali, poiché i loro sistemi di terminal sono collegati alle attività consolidate di raffinazione e distribuzione e alle funzioni di resilienza dell'approvvigionamento nazionale. La loro rilevanza competitiva dipende meno dallo stoccaggio commerciale per conto terzi che dal controllo operativo esercitato sulle reti integrate a valle.

Tra gli operatori indipendenti, Royal Vopak, Advario, VTTI, Dialog Group Berhad e Horizon Terminals competono facendo leva sulla posizione dei terminal, sui contratti con i clienti, sulla capacità di movimentare più prodotti e sull'affidabilità operativa. Singapore e la Malesia restano particolarmente importanti per questi operatori, poiché l'accesso ai flussi del commercio internazionale può favorire servizi di stoccaggio, miscelazione e distribuzione a maggior valore aggiunto.

I produttori di apparecchiature, le società di ingegneria e i fornitori specializzati di servizi, tra cui CIMC ENRIC, Ishii Iron Works, Toyo Kanetsu K.K., McDermott International, HMT LLC, Ergil, CST Industries, Tank Connection, Superior Tank Co., T Bailey LLC e Waterford Tank & Fabrication, competono in base alle capacità di progettazione dei serbatoi, alla qualità della fabbricazione, alle competenze di manutenzione e all’idoneità per applicazioni specializzate in ambito LNG, LPG, in caverna e con serbatoi convenzionali. I requisiti di qualificazione e il rispetto delle norme di sicurezza costituiscono importanti barriere all’ingresso per i fornitori che operano in impianti ad alto rischio.

Sviluppi recenti del settore

Pertamina avvia la nuova capacità di stoccaggio del greggio presso il terminal di Lawe-lawe a Balikpapan - novembre 2025.

PT Kilang Pertamina Balikpapan ha avviato le operazioni iniziali nel complesso Balikpapan RDMP e ha completato la costruzione di due nuovi serbatoi per il greggio presso il terminal di Lawe-lawe. Questo sviluppo potenzia la capacità di movimentazione del greggio a supporto della raffineria di Balikpapan rinnovata e del più ampio sistema indonesiano di importazione e distribuzione. ^{[5]PT Kilang Pertamina Balikpapan. “Balikpapan RDMP RFCC Complex Unit.” kpb.pertamina.com}

Le aziende energetiche statali cinesi accelerano la costruzione di siti di stoccaggio commerciale - ottobre 2025.

Reuters ha riferito che le aziende energetiche statali stanno portando avanti i lavori in diversi siti di stoccaggio costieri e nell’entroterra cinese, a conferma della continua attenzione del governo a una maggiore copertura delle scorte di greggio e alla resilienza della sicurezza degli approvvigionamenti. ^{[2]Reuters. “China Accelerates Oil Reserve Site Build Amid Stockpiling Drive.” reuters.com}