インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム：市場シェア分析、業界動向と統計、成長予測（2026年～2031年）

Mordor Intelligenceによると、インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場の規模は、2025年の101億5,000万米ドルから2026年には107億2,000万米ドルへと拡大し、2026年から2031年にかけてCAGR 5.63％で推移し、2031年には140億9,000万米ドルに達すると予測されています。

本レポートは、展開場所（オンショア・オフショア）、資源タイプ（原油・ガス）、坑井タイプ（在来型・非在来型）、サービス（探査、開発・生産、廃止措置）ごとに分類されています。市場規模・予測は、金額（米ドル）で示されています。

インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場の動向とインサイト

税制・ライセンシング制度の改革が投資の流入を加速

政府規則第35/2004号の改正により、非在来型プロジェクトにおいて請負業者に最大95％の収益分配を認める選択可能な総収益分配制度が導入されました。これにより、正味現在価値が向上し、投資回収期間が短縮されます。事業者は現在、プロジェクトのリスクに合わせて原価回収型と総収益分配型の枠組みを切り替えており、この選択肢はすでにエニ、ハーバー・エナジー、エクソンモービル、BPによる共同調査を誘引しています。今回の規制改正は、財政面の硬直性に関する投資家のこれまでの懸念に直接対応するものであり、フロンティア地域、特にリスク加重経済性から請負業者の収益分配比率を高めることが有利となる深海鉱区におけるライセンス取得を促進しています。同時に、MEMR（エネルギー・鉱物資源省）規則第13/2024号に基づく許可手続きの合理化により、ライセンス承認期間が24ヶ月から12ヶ月に短縮され、探査サイクルの迅速化が可能となりました。

深海ガス発見が資源ポートフォリオを再構築

南アンダマン海におけるラヤラン-1号井の発見により、6 TCFの資源量と30 MMSCFDの試験流量が確認されました。一方、ティンパン-1号井は5～6 TCFの資源量と27 MMSCFDの生産ポテンシャルを秘めています。エニ社による5 TCFのノース・ガナル発見と合わせ、インドネシアの確認埋蔵量は、評価調査の結果次第ではありますが、約30％増加しました。SKK Migasは、2028年から2030年の間に最初のガス出荷を予定しており、これには海底パイプラインと浮体式LNG貯蔵施設が必要となり、これらが新たな輸出回廊の基盤となります。2024年にFEEDを完了したINPEXの「アバディLNG」は、年間9.5 MTPAの生産と200億米ドルの設備投資を目標としており、地域のLNG供給におけるインドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場のリーダーシップを強化することになります。

老朽化した陸上成熟油田が生産拡大の足かせに

インドネシアの4万4,985本の石油井戸のうち約70％は成熟しており、年間21％の割合で減産が進んでおり、16,990カ所の休止井が、改修または恒久的な閉鎖（P&A）の決定を必要としています。中央スマトラのドゥリ・ランタウ・バイス油田では、API比重が25°未満の重質油が主流であるため、熱的・化学的増産（EOR）のコストが増加しています。4,500本の油井を対象とした再稼働プログラムが計画されていますが、さらなる財政的優遇措置がなければ、経済的な障壁に直面することになります。その結果、基礎生産量の維持に資本支出が振り向けられることになり、インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場の成長曲線が鈍化することになります。

セグメント分析

2025年の収益のうち、オフショア資産が56.20％を占めており、CAGR5.88％で拡大すると予想されています。これにより、2031年までにインドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場におけるオフショア資産の市場規模は80億1,000万米ドルに達すると見込まれています。アンダマン・マセラにある大規模なガスクラスターが長期にわたるキャッシュフローを支える一方、マハカム周辺のブラウンフィールド海底タイバックは生産量の安定性を維持しています。オペレーター各社は、ジャックアップリグの再投入により、認可から初ガス生産までの期間が短縮されると指摘しており、柔軟な財政条件により、原油価格が1バレルあたり65米ドル未満のシナリオ下でも、プロジェクトの内部収益率（IRR）が2桁台に改善すると見込まれています。

陸上生産は、成熟した貯留層に制約されるもの、開発コストの低さとインフラへの近接性によって支えられています。ロカンでのAIを活用した改修作業により、2025年6月には1日あたり15万2,161バレルの生産量を達成し、デジタル最適化が生産性の格差を縮めるのに役立つことを実証しました。とはいえ、重質原油の粘度や水分含有率の問題により、採掘コストはオフショアの1バレルあたり16米ドルに対し、22米ドルに膨らんでいます。政府が4,500本の遊休井の再稼働を目指すことで、生産量の減少ペースは鈍化する見込みですが、インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場における主な成長エンジンは依然としてオフショア分野です。

2025年時点で原油は52.35％のシェアを占め、インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場規模のうち53億1,000万米ドルに相当しますが、成熟した油田が主流を占めているため、CAGRは3.95％と緩やかな拡大にとどまります。対照的に、ガスは、ラヤラン、ティンパン、アバディ各プロジェクトの稼働開始予定に支えられ、CAGR6.05％で推移し、2031年までに46.40％のシェアに達すると予想されています。価格連動型のLNG契約は、アジアのスポット価格が16米ドル／MMBtuを上回る動向にある場合、プロジェクトのネットバックを向上させ、エネルギー転換をめぐる議論が続く中でも設備投資を呼び込んでいます。

ナトゥナD-アルファでのCO2濃度の上昇により入札が遠のいたことは、巨大ガス田の開発にはCCSが不可欠であることを浮き彫りにしています。一方、国内のガス化プログラムにより、肥料や発電所からの需要が加速し、販売先の確保が図られています。総合的に見ると、天然ガスの成長は、インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場における収益構成を大幅に再編しています。

その他の特典：

• エクセル形式の市場予測（ME）シート
• 3ヶ月間のアナリストによるサポート

よくあるご質問

• インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場の規模はどのように予測されていますか？
  • 2025年の101億5,000万米ドルから2026年には107億2,000万米ドルへと拡大し、2031年には140億9,000万米ドルに達すると予測されています。CAGRは5.63％です。
• インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場の主要な動向は何ですか？
  • 税制・ライセンシング制度の改革、深海ガス発見、老朽化した陸上成熟油田の影響などがあります。
• 税制・ライセンシング制度の改革はどのように投資に影響を与えていますか？
  • 非在来型プロジェクトにおいて請負業者に最大95％の収益分配を認める制度が導入され、投資回収期間が短縮され、プロジェクトのリスクに合わせた収益分配が可能になっています。
• 深海ガス発見はどのように資源ポートフォリオを再構築していますか？
  • 南アンダマン海でのラヤラン-1号井の発見により、資源量が約30％増加し、2028年から2030年に最初のガス出荷が予定されています。
• 老朽化した陸上成熟油田はどのような影響を与えていますか？
  • 成熟した油田が約70％を占め、年間21％の減産が進んでおり、経済的な障壁に直面しています。
• インドネシアの石油・ガス向けアップストリーム市場における主要企業はどこですか？
  • PT Pertamina（Persero）、Chevron Corp.、ExxonMobil Corp.、BP plc、TotalEnergies SE、INPEX Corp.、Eni SpAなどです。
• オフショア資産の市場規模はどのように予測されていますか？
  • 2025年の収益のうち、オフショア資産が56.20％を占め、2031年までに80億1,000万米ドルに達すると見込まれています。
• 原油と天然ガスの市場シェアはどのように予測されていますか？
  • 2025年時点で原油は52.35％のシェアを占め、CAGRは3.95％、ガスはCAGR6.05％で推移し、2031年までに46.40％のシェアに達すると予想されています。

目次

第1章 イントロダクション

• 調査の前提条件と市場の定義
• 調査範囲

第2章 調査手法

第3章 エグゼクティブサマリー

第4章 市場情勢

• 市場概要
• 市場促進要因
  • 税制・ライセンシング制度の改革（GR 35/2004の改正）
  • 深海ガス田の発見（アバディ、アンダマン）
  • LNG輸出価格連動による上昇余地
  • 生産分与契約（PSC）の延長
  • 三次回収を可能にするCCS-EORハブ
  • AIを活用した地下画像の精度
• 市場抑制要因
  • 老朽化が進む陸上成熟油田
  • 規制・契約に関する不確実性
  • 深海分野の人材不足
  • ESGに起因する資本不足
• サプライチェーン分析
• 技術展望
• 規制情勢
• 原油の生産・消費見通し
• 天然ガスの生産・消費見通し
• 非在来型資源の設備投資見通し（タイトオイル、オイルサンド、深海油田）
• ポーターのファイブフォース
• PESTLE分析

第5章 市場規模と成長予測

• 展開場所別
  • オンショア
  • オフショア
• 資源タイプ別
  • 原油
  • 天然ガス
• 坑井タイプ別
  • 在来型
  • 非在来型
• サービス別
  • 探査
  • 開発・生産
  • 廃止措置

第6章 競合情勢

• 市場集中度
• 戦略的動向（M&A、提携、PPA）
• 市場シェア分析（主要企業の市場順位・シェア）
• 企業プロファイル
  • PT Pertamina（Persero）
  • Chevron Corp.
  • ExxonMobil Corp.
  • BP plc
  • TotalEnergies SE
  • INPEX Corp.
  • Eni SpA
  • CNOOC Ltd.
  • Petroliam Nasional Berhad（Petronas）
  • Medco Energi Internasional Tbk
  • Energi Mega Persada Tbk
  • Harbour Energy（Premier Oil）
  • ConocoPhillips Indonesia Inc.
  • Mubadala Energy
  • Santos Ltd.
  • Repsol SA
  • Saka Energi Indonesia
  • Black Platinum Energy Ltd.
  • Indrillco Group
  • KUFPEC Indonesia

第7章 市場機会と将来の展望