亚太地区石油储存市场 尺寸和份额 2026-2035

亚太地区石油储存市场规模

2025年，亚太地区石油储存市场规模为498.4 MCM，预计2026年将达到517.9 MCM，并在2026—2035年间以3%的复合年增长率（CAGR）增长，到2035年达到671.9 MCM。该市场涵盖原油、成品油、按液体体积当量计算的液化天然气（LNG）以及液化石油气（LPG）的已安装商业运营储存能力，涉及储油终端、商业运营的炼厂储罐、港口设施、LNG接收设施、压力储罐和地下洞库。

进口依赖、炼厂物流与能源安全驱动的库存管理相互作用，正在重塑亚太市场。新增储存能力日益集中于沿海接收点和一体化产业走廊。在这些区域，储存设施既能增强实体供应韧性，也能提供运营灵活性，以适应原油和成品油供应结构的变化。政府所有的应急储备、军事储存、管道注入量和浮式储存不在统计范围内。

亚太石油储存市场趋势、增长驱动因素与GMI预测展望

储存投资正顺应区域能源体系日益分化的趋势：以进口为主的东南亚市场需要物流灵活性，中国持续增强商业库存深度，而东北亚成熟市场则侧重于提高利用率和推动资产现代化。由此带来的储存能力持续扩张，尽管项目能否推进取决于审批、融资和特定产品的工程要求。

主要增长驱动因素

*依据的数据来自所引用的外部资料；需求影响和预测条件代表GMI分析。*

中国的商业储存计划影响重大，因为该计划将库存政策与接收和分销海运货物所需的基础设施相结合。与炼厂配套的储罐、港口终端和地下洞库项目各自需要不同的建设和运营能力，从而为储罐供应商、土木工程承包商、自动化服务提供商和终端管理商带来广泛的需求。相关项目储备也进一步凸显了大型国有支持运营商在引导投资方面的战略作用。

东南亚能源需求不断增长，正在扩大多个市场的消费与本土供应之间的差距。预计到2035年，该地区将占全球能源需求增量的近五分之一，这使沿海接收、产品分销和贸易基础设施的重要性日益凸显。^{[1]International Energy Agency. “Southeast Asia Energy Outlook 2026.” iea.org}因此，储存设施成为管理货物到港时间、供应路线风险敞口以及炼厂至市场输送的运营必需条件，而不再只是被动的库存资产。

强制性库存持有框架为需求韧性提供了另一项支撑。在日本和韩国，商业运营商服务于库存要求能够支撑基准利用率的市场，即使吞吐条件转弱也是如此。将能源安全重点延伸至液化天然气（LNG）和液化石油气（LPG），也能进一步支撑专用基础设施，尤其是在传统石油需求增长较不确定的情况下。

主要制约因素

*证据锚点采用引用的外部数据；需求影响及预测条件代表 GMI 的分析。*

新建终端从场址控制和许可审批，到工程设计、融资、施工和调试，面临一系列严峻挑战。这有利于拥有成熟港口资源、客户关系和资产负债表实力的发起方；规模较小的独立开发商则必须在开工前落实稳固、持久的商业承诺。在沿海资源受限的市场中，这一制约尤为显著，因为土地、海上通道和环境审批彼此关联。

石油需求增长的长期不确定性改变了传统储罐项目的承销标准。如果储罐容量能够满足受监管库存、炼厂配套或签约分销流量的需求，开发商仍可证明项目的合理性；但纯粹依靠现货交易的储罐容量，则需要更有说服力的利用率依据。^{[3]International Energy Agency. “Oil 2025: Analysis and Forecast to 2030.” iea.org} 这种差异提升了灵活的多产品终端和长期客户协议的相对价值。

专用配置则进一步增加了执行风险。液化天然气储罐、液化石油气球罐和地下洞库需要不同的安全系统、材料专业知识、操作规程和监管审批。各司法辖区之间的差异会延长开发前期工作，并巩固具备本地合规实践经验的运营商和工程公司的地位。

亚太地区石油储存市场细分市场分析

按产品划分

2025年，固定顶罐容量为199.4 MCM，预计到2035年将占区域总容量的38.0%。亚太地区石油储存市场仍依赖固定顶罐，用于炼厂配套库存和内陆产品储存，因为这些场景的运行条件适合采用坚固、传统的储罐。固定顶罐仍发挥重要作用，但新增投资正日益转向能够满足蒸气管理、加压、低温处理或更高安全要求的配置。2025年，浮顶罐占总容量的47.0%，预计到2035年将达到309.1 MCM。浮顶基础设施是高吞吐量沿海终端处理原油和挥发性产品的核心。其持久应用既反映了运营经济性，也体现了环境管理方面的考量，尤其是在炼油综合体和进口终端需要处理大批量货物并更严格地控制蒸发损耗的情况下。

2025年，球形储罐的容量为29.9 MCM，预计2026—2035年的复合年增长率（CAGR）约为4.6%。球形储罐的应用与液化石油气（LPG）及相关加压烃类的物流密切相关。分销网络扩张、工业燃料需求和石化原料需求为其发展前景提供支撑，尤其是在沿海进口码头服务于下游市场较为分散的地区。其他储存系统在2025年占总容量的7.0%，预计到2035年将达到60.5 MCM。该类别涵盖工程技术要求最高的储存形式，包括地下洞库和低温液化天然气（LNG）设施。其扩张反映出天然气进口基础设施日益重要，也体现了在土地供应、安全或邻近城市等因素限制常规码头开发的情况下，地下储存的应用不断增加。

按最终用途划分

2025年，原油储存容量为214.3 MCM，预计到2035年将占总容量的40.0%。原油仍是该地区储存的核心最终用途，因为进口码头和炼油系统需要大量缓冲库存。其在储存组合中的占比下降并不意味着战略重要性减弱，而是表明随着天然气和特种燃料基础设施扩建，储存品类更加多元化。2025年，汽油储存总量为84.7 MCM，预计2026—2035年的复合年增长率（CAGR）约为2.4%。汽油基础设施对于区域分销网络、调和作业和大规模车辆车队仍不可或缺。随着电气化逐步影响燃料需求，其增长速度低于天然气相关细分市场；与此同时，不同牌号汽油的分类储存需求以及对可靠分销的要求，仍持续支撑储存需求。

2025年，航空燃料储存占总容量的6.0%，预计到2035年将达到47.0 MCM。航空燃料需求带动了专用码头及机场周边物流基础设施的发展。随着南亚、东南亚和东亚航空网络不断发展，储存需求取决于可靠供应、产品质量管理以及与加油栓和机坪加油系统的衔接。2025年，中间馏分油占总容量的17.0%，预计到2035年将达到107.5 MCM。柴油、船用柴油、煤油及相关产品在货运、工业活动、农业和海上贸易中仍发挥广泛作用。因此，即使清洁燃料标准和炼厂产品优化正在重塑产品结构，港口和分销走廊仍为储存需求提供支撑。

2025年，LNG储存总量为54.8 MCM，预计到2035年将占总容量的14.0%。LNG正在改变该地区储存基础设施的技术构成。接收站需要具备低温储存能力、严格的安全设计，并连接下游再气化设施或工业客户，因此其投资方案较常规石油储罐更为专业化。2025年，LPG储存占总容量的6.0%，预计到2035年将达到47.0 MCM。居民烹饪燃料供应、石化需求和分散式进口物流支撑着LPG储存需求。在进口货物必须拆分为较小批量，才能分销给地域分散的消费者的市场中，相关基础设施尤为重要。

亚太地区油品储存市场区域分析

中国

2025年，中国的商业储能容量为260.0 MCM，预计到2035年将占区域总容量的55.7%。中国的沿海进口基础设施、炼油厂集群以及由国家主导的商业库存计划，构成了亚太地区油品储存市场的支柱。CNPC/PetroChina、Sinopec和CNOOC凭借炼油一体化、港口准入以及使新增产能与国家供应安全目标相协调的能力，影响项目推进的时机。独立企业的参与仍较为有限，通常取决于本地合作关系和具体的码头项目机会。

日本

2025年，日本的商业储能容量为95.0 MCM。日本市场的特点是基础设施成熟、私营部门库存要求完善，以及炼油业整合。由于受监管的库存管理实践和成熟的下游物流支撑，其储存资产在运营层面仍具有重要意义；但新增需求有限，降低了大型新建传统储罐项目的必要性。

韩国

2025年，韩国占区域总容量的8.6%，预计到2035年将达到54.6 MCM。韩国拥有大型炼油和石化综合设施，以及具有重要战略意义的进出口物流体系。扩建可能具有选择性，主要围绕天然气基础设施、石化原料和产品处理需求展开；与此同时，既有义务和工业需求将支撑现有码头运营商的市场地位。

新加坡

2025年，新加坡的商业储能容量为20.0 MCM，预计到2035年将占区域总容量的4.0%。新加坡的价值在于互联互通，而非实体规模。裕廊岛、港口基础设施和地下洞库设施支撑贸易、调和、船舶燃料加注和区域产品再分销，因此，利用率和客户质量对码头经济效益至关重要。土地资源受限和严格的运营标准，进一步凸显了棕地优化及技术差异化资产的重要性。

马来西亚

预计到2035年，马来西亚的储能容量将达到12.8 MCM，并以约4.1%的复合年增长率（CAGR）增长（2026—2035年）。马来西亚受益于其位于新加坡海峡航运通道沿线的区位，以及彭亨州边佳兰周边的工业发展。该市场的前景与炼油、石化和码头一体化业务密切相关；在这一领域，深水通道和合资结构可为独立储存运营商提供商业发展途径。

印度尼西亚

2025年，印尼的商业储存能力为700万立方米，预计2026—2035年复合年增长率约为4.9%。印尼地理分布分散，终端储存对全国燃料配送至关重要。国内产量相对于消费量下降，使印尼更加依赖进口原油和成品油；与此同时，炼油厂升级改造和区域配送需求也推动沿海接收设施及下游储存基础设施持续投资。 ^{[1]International Energy Agency. “Southeast Asia Energy Outlook 2026.” iea.org}

亚太石油储存市场份额与竞争格局

亚太石油储存市场的市场份额较为集中。2025年，五大运营商——CNPC/PetroChina、Sinopec Group、CNOOC、ENEOS Holdings和PERTAMINA——合计占区域商业储存能力的约56%。国家石油公司凭借炼油一体化、政府关联库存计划、终端所有权以及沿海基础设施使用权，继续保持结构性优势。独立运营商在国际贸易枢纽、多产品终端，以及可通过合资企业进入具有战略价值的地点，竞争力最强。

2025年，CNPC/PetroChina约占区域储存能力的20%。该公司依托与炼油厂配套的储罐区、进口终端和遍布中国内陆的配送资产巩固其市场地位，从而能够将库存管理与原油采购及下游供应责任相衔接。

2025年，Sinopec Group约占区域储存能力的15%。其竞争优势源于与大型炼油和石化综合体的整合，尤其是在中国沿海工业走廊，终端开发与加工能力和进口物流紧密相连。

2025年，CNOOC约占区域储存能力的8%。其储存布局与进口终端、下游资产以及海上和沿海运营相关的供应链需求相联系，因此能够参与中国持续推进的库存扩充和终端扩建计划。

ENEOS Holdings和Pertamina在各自的国内市场仍具有重要战略地位，因为其终端系统与成熟的炼油、配送及国家供应韧性职能紧密相连。它们的竞争意义与其说来自独立的商业储存业务，不如说取决于其对下游一体化网络的运营控制力。

在独立运营商中，Royal Vopak、Advario、VTTI、Dialog Group Berhad和Horizon Terminals凭借终端区位、客户合同、多产品处理能力和运营可靠性展开竞争。新加坡和马来西亚对这些运营商尤其重要，因为进入国际贸易流能够支撑附加值更高的储存、调和和配送服务。

设备制造商、工程公司和专业服务提供商——包括CIMC ENRIC、Ishii Iron Works、Toyo Kanetsu K.K.、McDermott International、HMT LLC、Ergil、CST Industries、Tank Connection、Superior Tank Co.、T Bailey LLC和Waterford Tank & Fabrication——凭借储罐设计能力、制造质量、维护专长，以及对LNG、LPG、洞库和常规储罐应用的适用性展开竞争。对于服务于高风险设施的供应商而言，资质认证要求和安全合规构成了显著的准入壁垒。

近期行业动态

Pertamina在Balikpapan Lawe-lawe码头投用新的原油储存能力 - 2025年11月。

PT Kilang Pertamina Balikpapan在Balikpapan RDMP综合设施启动初步运营，并在Lawe-lawe码头建成两座新的原油储罐。这一项目增强了原油处理能力，为升级后的Balikpapan炼油厂以及印度尼西亚更广泛的进口和分销体系提供支持。 ^{[5]PT Kilang Pertamina Balikpapan. “Balikpapan RDMP RFCC Complex Unit.” kpb.pertamina.com}

中国国有能源企业加快商业储存设施建设 - 2025年10月。

路透社报道称，国有能源企业正在中国多个沿海和内陆储存地点积极开展建设，反映出政府持续重视扩大原油库存覆盖范围并增强供应安全韧性。 ^{[2]Reuters. “China Accelerates Oil Reserve Site Build Amid Stockpiling Drive.” reuters.com}