Autori:
Ankit Gupta, Manish Dhiman
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Mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa Dimensioni e quota 2026-2035
ID del Rapporto: GMI12871
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Data di Pubblicazione: October 2026
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Formato del Rapporto: PDF/Excel/Dashboard/Piattaforma
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Mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa
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Mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa
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Dimensione del mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa
Nel 2025 il mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa ha registrato 4,24 Mbl/d; si prevede che raggiunga 4,42 Mbl/d nel 2026 e cresca a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 5,2% nel periodo 2026–2035, fino a raggiungere 6,96 Mbl/d entro il 2035.
Punti chiave del mercato dei liquidi di gas naturale in Medio Oriente e Africa
Leader di mercato: Saudi Arabian Oil Co. era in testa con una quota di mercato superiore al 10.5% nel 2025.
Operatori leader: i primi 5 operatori di questo mercato includono Saudi Arabian Oil Co., QatarEnergy, ADNOC
Il mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa è in fase di trasformazione grazie alla monetizzazione delle risorse di gas associato e non associato, in particolare laddove gli operatori nazionali possono integrare la raccolta del gas, la separazione, il frazionamento e il consumo a valle in un sistema industriale coordinato. Questa integrazione favorisce sia i flussi di liquidi destinati all’esportazione sia la disponibilità di materie prime sul mercato interno, riducendo al contempo la convenienza economica della combustione in torcia degli idrocarburi recuperabili.
Punto di vista degli analisti di GMI
Sulla base dei colloqui con specialisti regionali del settore degli idrocarburi, il mercato ha prodotto 4,07 Mbl/d nel 2024. La base storica della produzione indica che gli impianti di trattamento del gas entrati in funzione di recente stanno contribuendo a creare una piattaforma di approvvigionamento più duratura, anziché rappresentare una risposta di breve durata ai cicli di investimento legati al petrolio.
Tendenze, fattori trainanti della crescita e prospettive previsionali di GMI per il mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa
I programmi di monetizzazione del gas, gli investimenti integrati nella petrolchimica e gli ammodernamenti delle infrastrutture di recupero stanno ampliando il flusso di NGL potenzialmente sfruttabile nella regione. I risultati previsti dipenderanno dalla capacità di convertire l’incremento delle risorse di gas a monte in prodotti frazionati e collocati commercialmente, mentre gli operatori gestiscono l’esposizione ai prezzi del petrolio, le pressioni sull’allocazione del capitale e la complessità dei progetti legata alla conformità normativa.
Principali fattori trainanti della crescita
*I riferimenti probatori si basano su dati esterni citati; le implicazioni per la domanda e le condizioni delle previsioni rappresentano l’analisi di GMI.*
Arabia Saudita, Emirati Arabi Uniti e Qatar stanno sviluppando sistemi del gas che considerano il recupero dei liquidi parte di una strategia industriale più ampia, anziché un’attività midstream a sé stante. Lo sviluppo graduale di Jafurah da parte di Aramco, che comprende ulteriori infrastrutture per il trattamento e il frazionamento del gas, mostra come i grandi progetti di sviluppo del gas possano aumentare progressivamente l’offerta disponibile per i comparti petrolchimico, dei combustibili e delle esportazioni [3]Saudi Aramco. "Aramco's Strategic Gas Expansion Progresses with $25bn Contract Awards." aramco.com.
L’effetto commerciale è più marcato quando la capacità di frazionamento è affiancata da impegni di acquisto a valle. L’allocazione di etano agli impianti di cracking regionali offre uno sbocco di domanda relativamente prevedibile, mentre i flussi di propano, butano e pentani e frazioni più pesanti possono rifornire mercati più diversificati, tra cui quelli delle raffinerie, del GPL e delle esportazioni. Anche gli ammodernamenti tecnologici sono importanti, poiché una separazione più efficiente aumenta il valore ricavato dal gas già trattato negli impianti esistenti.
Principali fattori frenanti del mercato
*I riferimenti probatori si basano su dati esterni citati; le implicazioni per la domanda e le condizioni delle previsioni rappresentano l’analisi di GMI.*
La determinazione dei prezzi legata al petrolio continua ad avere un peso rilevante, perché gran parte del mix regionale di liquidi compete nei mercati dei combustibili e delle materie prime, i cui netback variano in funzione dei benchmark del greggio. Realizzazioni più basse possono rendere meno interessanti le espansioni discrezionali della frazionazione, anche quando le risorse di gas sottostanti restano commercialmente valide. Ciò non comporta necessariamente la cancellazione di progetti strategici, ma una pianificazione più selettiva delle linee di processo, degli oleodotti e dei piani di integrazione a valle.
La concorrenza per i capitali è particolarmente rilevante per i produttori guidati dallo Stato, che devono bilanciare le infrastrutture per il gas con priorità nazionali più ampie. Gli investimenti per la conformità aggiungono un ulteriore livello di rischio esecutivo: la gestione del carbonio, il monitoraggio del metano, l’elettrificazione e gli ammodernamenti degli impianti possono migliorare la resilienza degli asset nel lungo periodo, ma assorbono anche capacità ingegneristiche e possono limitare le finestre operative durante l’attuazione.
Punto di vista degli analisti di GMI
Riteniamo che la principale tensione nelle previsioni derivi dal contrasto tra la domanda di prodotti petrolchimici sostenuta dalle politiche pubbliche e la disciplina degli investimenti imposta dai proventi pubblici legati al petrolio. È probabile che il mercato premi i produttori in grado di affiancare l’espansione del gas a sbocchi dedicati a valle, mentre i progetti meno integrati sono più esposti alle variazioni della disponibilità di capitale e dei calendari di avviamento.
Analisi per segmento del mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa
Per prodotto
Nel 2025, il segmento dell’etano nel mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa ha registrato 1,67 Mbl/d e si prevede che crescerà a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 4,6% nel periodo 2026–2035. L’etano resta centrale per il modello regionale dei cracker, in cui i meccanismi di allocazione dedicati e i complessi industriali integrati garantiscono una base di assorbimento relativamente stabile. La sua scala ormai consolidata limita tuttavia il potenziale di crescita incrementale della quota nel mix rispetto ai prodotti che beneficiano di nuove applicazioni nella raffinazione e nell’esportazione.
Nel 2025, il propano rappresentava il 34,6% dei volumi regionali e si prevede che raggiungerà 2,41 Mbl/d entro il 2035. Il suo impiego spazia dalla domanda petrolchimica orientata al propilene al consumo di GPL nei mercati caratterizzati da un accesso disomogeneo alla rete del gas naturale. Questa duplice esposizione amplia la base della domanda di propano, sebbene la sua redditività commerciale resti sensibile ai prezzi relativi delle materie prime e alla possibilità per i consumatori di passare da un combustibile concorrente all’altro.
Si prevede che nel 2035 il butano rappresenterà il 15,1% del mercato, mentre nel 2025 i suoi volumi si attestavano a 0,60 Mbl/d. I requisiti di miscelazione delle raffinerie e la domanda di componenti ad alto numero di ottano per la benzina sostengono la rilevanza strategica del segmento. La crescente complessità delle raffinerie consente al butano di superare il suo ruolo tradizionale nel GPL, rendendo la gestione delle specifiche del prodotto un’importante fonte di valore incrementale.
Si prevede che i pentani plus raggiungeranno 0,89 Mbl/d entro il 2035, con una crescita a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 6,0% nel periodo 2026–2035. La crescita è sostenuta dai flussi associati ai condensati, dalla domanda di miscelazione delle raffinerie e dalla disponibilità di mercati di esportazione orientati alla nafta. La flessibilità del prodotto è commercialmente importante perché consente di servire gli utilizzatori a valle che non dipendono dal modello regionale di allocazione dell’etano.
Per applicazione
Il consumo di materie prime petrolchimiche ha totalizzato 2.3 Mbl/d nel 2025 e si prevede che raggiungerà 3.6 Mbl/d entro il 2035. Questa applicazione rimane il principale centro di domanda, poiché i produttori regionali hanno realizzato impianti di cracking, strutture per la produzione di polimeri e le relative infrastrutture logistiche attorno a materie prime derivate dal gas a costi vantaggiosi. Le prospettive dipendono dall’avvio puntuale degli impianti integrati a valle e dalla continua disponibilità di materie prime assegnate alla creazione di valore sul mercato interno.
Nel 2025 il riscaldamento degli ambienti rappresentava il 12.6% del volume regionale e si prevede che crescerà a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 5.0% (2026–2035). La domanda di GPL rimane sostenuta dai mercati residenziale e commerciale, dove il gas di rete non è disponibile o non è conveniente. L’urbanizzazione e il passaggio dai combustibili tradizionali a base di biomassa possono sostenere i consumi, sebbene le strutture dei sussidi, la capacità di spesa delle famiglie e la copertura distributiva continueranno a influenzare la domanda locale.
Si prevede che nel 2035 le applicazioni come componente per miscele rappresenteranno il 24.1% del mercato e cresceranno a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 5.9% (2026–2035). La domanda è sostenuta dagli sforzi delle raffinerie per ottimizzare la qualità della benzina e gestire le specifiche delle miscele. Mentre le raffinerie regionali puntano a una gamma di prodotti di maggior valore e alla compatibilità con i mercati di esportazione, la benzina naturale e il butano assumono una rilevanza commerciale crescente nelle strategie di raffinazione.
Si prevede che le altre applicazioni raggiungeranno 0.8 Mbl/d entro il 2035, rispetto a una quota dell’11.6% nel 2025. Il riscaldamento industriale, la generazione distribuita di energia e gli usi specializzati offrono uno sbocco diversificato ai prodotti NGL non completamente assorbiti dai sistemi petrolchimici o di raffinazione. Queste applicazioni sono particolarmente rilevanti dove le infrastrutture energetiche restano frammentate e le forniture portatili basate sul GPL possono sopperire alla limitata disponibilità della rete.
Punto di vista degli analisti di GMI
Interpretiamo la composizione dei segmenti come un passaggio da un mercato prevalentemente trainato dagli impianti di cracking a un portafoglio più ampio di sbocchi nei settori petrolchimico e della raffinazione, nonché nei mercati del GPL e dell’esportazione. La questione commerciale fondamentale non è se l’etano rimarrà importante, ma se i produttori riusciranno a valorizzare adeguatamente le componenti più pesanti con il potenziamento delle capacità di raffinazione e logistica.
Analisi regionale del mercato dei liquidi di gas naturale in Medio Oriente e Africa
Analisi di mercato dei liquidi di gas naturale in Arabia Saudita
Il mercato dei liquidi di gas naturale in Medio Oriente e Africa è trainato dall’Arabia Saudita, dove si prevede che la produzione raggiungerà 1.53 Mbl/d entro il 2035 e che nel 2025 il Paese rappresentasse il 24.5% del volume regionale. Le dimensioni del Regno riflettono l’integrazione della rete di raccolta del gas con le infrastrutture di trattamento, frazionamento e produzione petrolchimica nazionali. Si prevede che Jafurah rafforzerà ulteriormente questa posizione, aggiungendo liquidi associati al gas a un sistema industriale consolidato, sostenuto da investimenti graduali nello sviluppo del gas.
Analisi di mercato dei liquidi di gas naturale negli Emirati Arabi Uniti
Gli Emirati Arabi Uniti hanno registrato 0,87 Mbl/d nel 2025 e si prevede che cresceranno a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 4,8% (2026–2035). La rete di ADNOC collega il trattamento del gas a monte con il complesso industriale di Ruwais, offrendo uno sbocco strutturato ai flussi incrementali di etano e GPL. Il progetto MERAM riveste un’importanza strategica perché collega l’aumento dell’estrazione di etano alla domanda industriale a valle e a un percorso logistico dedicato.
Analisi di mercato dei liquidi di gas naturale in Qatar
Si prevede che nel 2035 il Qatar deterrà una quota del 6,5% del volume regionale e crescerà a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 6,2% (2026–2035). Il trattamento del gas legato al North Field costituisce la base per un ulteriore recupero di condensati e liquidi di gas naturale (NGL), mentre le infrastrutture consolidate di frazionamento ed esportazione favoriscono l’accesso ai mercati internazionali del GPL e delle materie prime. La posizione competitiva del Paese è rafforzata dallo stretto legame tra lo sviluppo del GNL e i volumi di liquidi recuperabili.
Analisi di mercato dei liquidi di gas naturale in Oman
Si prevede che l’Oman raggiungerà 0,41 Mbl/d entro il 2035 e crescerà a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 6,9% (2026–2035). Nuovi sviluppi nel settore del gas, un’intensificazione delle attività di trattamento e gli investimenti a valle sostengono l’espansione a partire da una base produttiva più contenuta. L’accesso diretto via mare ai mercati dell’Asia meridionale migliora inoltre la convenienza commerciale delle esportazioni di liquidi, soprattutto nei casi in cui la domanda industriale interna non assorba l’offerta incrementale.
Analisi di mercato dei liquidi di gas naturale in Iran
Nel 2025 l’Iran ha prodotto 0,56 Mbl/d e si prevede che nel 2035 rappresenterà una quota del 13,8% del volume regionale. Le ampie risorse di gas del Paese offrono un notevole potenziale di produzione di NGL nel lungo periodo, ma le sanzioni continuano a limitare l’accesso a tecnologia, capitali e canali di esportazione. Gli impianti di trattamento nazionali e i progetti petrolchimici possono favorire un maggiore utilizzo, sebbene il ritmo dello sviluppo resti legato ai vincoli operativi che interessano il settore energetico del Paese.
Analisi di mercato dei liquidi di gas naturale in Algeria
Nel 2025 l’Algeria ha registrato 0,87 Mbl/d e si prevede che crescerà a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 5,3% (2026–2035). Il suo sistema di NGL risponde a una combinazione specifica di domanda interna di GPL e mercati di esportazione europei, grazie agli impianti di trattamento collegati alle principali aree di produzione del gas. Gli investimenti nella manutenzione dei giacimenti, nella compressione e nel recupero del gas torcia sono importanti per mantenere l’offerta, dato che gli impianti maturi richiedono continui ammodernamenti delle infrastrutture.
Analisi di mercato dei liquidi di gas naturale in Tunisia
Si prevede che la Tunisia raggiungerà 0,29 Mbl/d entro il 2035, mentre nel 2025 rappresenterà una quota del 3,9% del volume regionale. La produzione resta relativamente contenuta ed è legata a operazioni mature di estrazione di petrolio e gas sulla terraferma. La domanda interna di GPL offre uno sbocco affidabile per propano e butano, soprattutto nelle aree con accesso limitato al gas trasportato tramite gasdotto.
Il resto del Medio Oriente e dell’Africa comprende produttori la cui attività nel settore degli NGL è influenzata dal recupero del gas associato, da infrastrutture di trattamento specifiche per progetto e da condizioni politiche e d’investimento diverse. È quindi probabile che lo sviluppo dell’offerta in questo gruppo rimanga disomogeneo, anziché seguire un unico andamento regionale.
Punto di vista degli analisti di GMI
Consideriamo la regione come un insieme di sistemi di NGL distinti, piuttosto che come un bacino produttivo omogeneo. I produttori del Golfo beneficiano di modelli integrati che collegano il gas alla produzione chimica, mentre i fornitori nordafricani traggono resilienza dalla domanda di GPL e dall’accesso ai mercati di esportazione; questa diversità può attenuare l’impatto di eventuali interruzioni in un singolo mercato di utilizzo finale o in una specifica area geografica.
Quota di mercato e panorama competitivo del mercato dei liquidi di gas naturale in Medio Oriente e Africa
La quota di mercato dei liquidi del gas naturale in Medio Oriente e Africa è moderatamente concentrata: nel 2025, le cinque società Saudi Arabian Oil Co., QatarEnergy, ADNOC, SONATRACH ed ExxonMobil rappresentavano complessivamente il 36% del volume regionale. Le compagnie petrolifere nazionali godono di un vantaggio strutturale, poiché i diritti sugli idrocarburi, gli investimenti nel trattamento del gas e gli obiettivi di politica industriale sono spesso coordinati nell’ambito di sistemi guidati dallo Stato. La differenziazione competitiva dipende quindi non solo dall’accesso alle risorse, ma anche dalla capacità di frazionamento, dall’integrazione a valle, dalla logistica delle esportazioni e dalla capacità di realizzare grandi progetti nel settore del gas.
Nel 2025, Saudi Arabian Oil Co. (Saudi Aramco) deteneva una quota del 10,5% del volume regionale. La sua posizione competitiva è rafforzata dall’integrazione del sistema principale del gas con gli asset petrolchimici e di raffinazione a valle. Si prevede che Jafurah e le relative infrastrutture di trattamento rafforzeranno la capacità della società di trasformare nuove risorse di gas in liquidi destinati al mercato.
Nel 2025, QatarEnergy deteneva una quota del 9,0%. La posizione della società è legata al controllo del sistema upstream del gas del Qatar e alle infrastrutture consolidate di frazionamento ed esportazione. La capacità di collegare lo sviluppo del North Field ai mercati del GPL, del condensato e dei prodotti petrolchimici le offre un percorso distintivo per monetizzare i liquidi associati.
Nel 2025, ADNOC deteneva una quota del 7,0%. La sua posizione operativa si basa su impianti interconnessi per il trattamento del gas e sull’accesso all’ecosistema industriale di Ruwais. I progetti di espansione incentrati sui flussi di gas più ricchi e sul recupero dell’etano sono concepiti per incrementare sia la disponibilità di liquidi sia l’integrazione a valle.
SONATRACH è il principale produttore africano all’interno del gruppo competitivo, con una posizione sostenuta dagli asset algerini per il trattamento del gas, dal sistema nazionale di distribuzione del GPL e dall’accesso ai mercati di esportazione. ExxonMobil opera attraverso partnership che le garantiscono competenze tecniche e presenza commerciale, anziché tramite una piattaforma regionale autonoma di produzione.
BP p.l.c., Chevron Corporation, ConocoPhillips, Eni, Linde plc, Occidental Petroleum Corporation, Shell e TotalEnergies partecipano comunemente attraverso joint venture, accordi di servizi tecnici e strutture di condivisione della produzione. Gli operatori regionali, tra cui Dolphin Energy, GASCO, Mubadala Energy, OQ SAOC e CNPC, ricoprono ruoli mirati nei segmenti upstream o midstream, mentre Dana Gas PJSC e Oman LNG occupano posizioni specifiche legate a singoli progetti nella catena del valore regionale.
Recenti sviluppi del settore
Saudi Aramco conclude un finanziamento midstream da 11 miliardi di dollari per Jafurah
Nell’agosto 2025, Saudi Aramco ha firmato un’operazione di lease and leaseback da 11 miliardi di dollari, relativa all’impianto per il gas del giacimento di Jafurah e all’impianto di frazionamento degli NGL di Riyas, con un consorzio di investitori guidato da Global Infrastructure Partners. L’accordo sostiene il finanziamento e lo sviluppo di infrastrutture centrali per la catena del valore del gas di Jafurah, mentre Aramco mantiene un ruolo operativo grazie alla propria partecipazione azionaria e a una struttura di utilizzo degli impianti a lungo termine [6]PR Newswire. "Aramco Signs $11 Billion Jafurah Midstream Deal with International Consortium Led by Global Infrastructure Partners." prnewswire.com.
QatarEnergy assegna il contratto EPC per il treno di frazionamento NGL-5
Nel mese di ottobre 2025, QatarEnergy ha assegnato a Mesaieed Industrial City un contratto EPC per il suo quinto treno di frazionamento degli NGL a un consorzio guidato da Larsen & Toubro insieme a Consolidated Contractors Group. Il progetto è stimato in circa 2,5 miliardi di dollari statunitensi e mira ad ampliare la capacità di trattamento dei flussi di gas ricchi, man mano che ulteriori volumi upstream entrano nel sistema integrato del gas del Qatar [7]MEED. "L&T Announces QatarEnergy NGL Train Project Award." meed.com.
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