伊朗石油和天然气市场规模和份额

伊朗石油和天然气市场分析

2025年伊朗石油和天然气市场规模预计为371亿美元，预计到2030年将达到493亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为5.85%。

即使制裁压力持续存在，强劲的储备供应、国家支持的资本部署和富有弹性的出口流动也支撑着这一轨迹。由于伊朗是欧佩克第四大原油生产国，上游行业是收入的支柱。与此同时，下游领域增长更快，国内企业增加流化催化裂化和凝析油裂解产能以提高产品产量。陆上生产仍然是伊朗石油和天然气市场的支柱，但南帕尔斯的海上投资正在加速，以保护油藏压力并维持天然气产量。资产配置绝大多数有利于开发项目，但勘探支出正在增加因为储备替代已经成为政策的当务之急。市场集中度仍然很高：伊朗国家石油公司 (NIOC) 及其子公司继续主导大部分决策，尽管私营和准国有承包商现在赢得了数十亿美元的招标，而这些招标曾经属于外国大型石油公司的领域。

伊朗石油和天然气市场趋势和见解

南帕尔斯气田阶段

南帕尔斯是伊朗石油和天然气市场最大的单一增长杠杆。 NIOC 签署了价值 170 亿美元的增压合同，涵盖新的压缩机平台、海底管线和其他油井。共享储气库蕴藏天然气14万亿立方米，已日供应7亿立方米；然而，如果不进行升级，产量将从 2027 年开始下降。第 11 阶段最近增加了第七口井，一旦所有平台上线，日流量将增加 2800 万立方米^{(1)Offshore Magazine 工作人员，“伊朗近海 South Pars 11 天然气开发项目第七口井上线”，offshore-mag.com}。第十四期的设计吞吐量为每年182.5亿立方米，为国内炼油厂提供凝析油原料。这项投资保护了相对于卡塔尔的回收率，否则，到 2029 年，卡塔尔更快的开采可能会导致伊朗每年损失 4200 万立方米^{(2)伊朗国际，“卡塔尔的天然气野心影响伊朗的储备”储量”，iranintl.com}。

JCPOA 后获得液化天然气技术和专有技术

自 2024 年以来技术壁垒的放松已经恢复了伊朗液化天然气项目，该项目的目标是每年生产 1000 万吨 (tpa)，基于南帕尔斯第 12 期天然气^{(3)海湾石油和天然气公司，“伊朗液化天然气项目将于下个月签署，”gulfoilandgas.com}。与 OMV 达成的初步协议以及向包括 Daelim 在内的财团授予 5 亿美元的 EPC 合同，凸显了欧洲和亚洲的重新参与。伊朗拥有 1,200 万亿立方英尺 (tcf) 的天然气储量，但由于其现有接收站从未竣工，因此仍然是一个微不足道的液化天然气出口国。技术的流入使得搁浅的天然气能够货币化，远离受制裁的管道，实现多元化，并在 2020 年代末火车开始运营后定位为亚洲的摇摆供应商。国内阀门和泵制造商也获得了学习曲线的好处，因为他们为未来计划本地化了高压低温部件。

国内燃油补贴改革推高零售价格

每年80-1000亿美元的燃油补贴成本促使政府将每月补贴汽油配额减半至4250万升，并将价格提高至每升20,000里亚尔。 2025 年，半补贴价格攀升至每升 80,000 里亚尔，收窄缩小进口平价差距，遏制过度消费。伊朗的汽油需求已达到每天 1.22 亿升，超过炼油厂产量，导致每年进口费用达 20 亿美元。这项改革鼓励驾车者采取节约措施，释放凝析油作为石化原料，并增强上游支出的财政灵活性。按市场价格批准的优质进口产品将补贴集中在低收入家庭，同时促使富裕的司机支付反映成本的价格。

亚太地区石化产品需求不断增长

伊朗在 10 个新工厂的支持下，2023 年生产了 6900 万吨石化产品，并计划到 2024 年产量超过 8000 万吨。出口收入已达 160 亿美元，其中中国、印度和其他亚洲买家占了大部分。来自低成本天然气的有竞争力的原料使伊朗生产商能够以有吸引力的价格定价，即使通过第三方运输也是如此贸易商，从而克服制裁障碍。国家石化公司的一体化战略使伊朗能够攀登价值链，生产利润率更高、运输强度更低的特种产品。国内对塑料、化肥和溶剂的需求提供了稳定的基本负荷，保护伊朗石油和天然气市场免受出口波动的影响。

美国二级制裁恢复风险

华盛顿的二级制裁阻碍了油轮保险、银行和备件采购，从而增加了运营成本并限制了扩张资本。 2025 年的新指定针对的是一个为向中国提供影子船队运输的网络，并对伊朗石油部长实施了处罚。伊朗的原油出口量到 2025 年将恢复至约 1.65 mbbpd，但仍容易受到更严格的海上监控的影响，这可能会削减流量并削弱财政收入。财务隔离还会延迟向 EPC 承包商付款、扰乱设备进口并限制外国直接投资，而这对于先进的提高石油采收率方法至关重要。

老化的陆上生产基础设施

大约 85% 的伊朗炼油厂建于 1979 年之前，需要全面改造以满足 Euro 4/5 燃料规格^{(4)伊朗国际，“伊朗炼油厂如何变得无利可图且不健康”，iranintl.com}。目前的配置将 30% 的原油转化为马祖特和沥青，从而加剧了国内污染并降低了产品利润。苏莱曼清真寺等巨头的下降率突显了紧迫性：缺乏现代人工举升系统和腐蚀控制，不断侵蚀吞吐量。 JCPOA 崩溃后，耗资 430 亿美元的现代化蓝图陷入停滞，导致阿巴丹 RHU 升级等计划已久的项目落后于计划。政府现在优先考虑选择性改造，例如伊斯法罕的环保渣油加氢转化装置，但资金缺口阻碍了全面检修。

细分市场分析

按行业划分：上游主导地位推动市场领先地位

上游细分市场在 2024 年为伊朗石油和天然气市场规模贡献了 246 亿美元，相当于今年在伊朗石油和天然气市场上占据了70.9%的份额。与此同时，随着新管道和存储终端的上线，预计到 2030 年，中游活动将以 7.4% 的复合年增长率扩张。伊朗国家石油公司已签署价值 130 亿美元的开发合同，这将使六个油田的日产量提高 35 万桶，一旦地面设施、注气装置和收集网络完工，仅阿扎德甘油田的日产量就将达到 55 万桶。中游动力集中在连接阿巴斯港炼油厂和内部供应中心的 30 万桶/日原油生产线；这条线路取消了沿海油轮穿梭，每年节省 8000 万美元的运费。下游收益预计将来自波斯湾之星炼油厂完全国内化的第四期工程，该炼油厂将增加 12 万桶/日的凝析油产能，使伊朗成为稳定的汽油出口国而不是进口国。

伊朗的行业结构反映出对制裁的适应性反应模仿国外技术；当地承包商现在管理复杂的模块，例如以前由国际工程公司处理的延迟焦化和加氢裂化装置。泵、阀门和催化剂的国内制造减少了采购延误并以当地货币计算成本。石化一体化提供了额外的需求汇；到 2024 年，产量将达到 1 亿吨，增长 10%，巩固了伊朗作为海湾第二大聚合物和化肥供应国的地位。上游仍然主导着现金流，因为每一桶增量都可以保证外汇；然而，中游和下游设施的并行扩张可以缓解出口中断，并从炼油和石化产品中获得更高的利润。

按地点：陆上资产锚定生产基地

凭借胡齐斯坦省历史悠久的油田的优势，2024 年陆上资源将占伊朗石油和天然气市场规模的 71.2%，而伊朗的海上产量则占伊朗石油和天然气市场规模的 71.2%。预计到 2030 年，波斯湾和阿曼海的复合年增长率将达到 7.9%，从而在预测期内提升其伊朗石油和天然气市场份额。陆地上的主导地位源于巨型水库——阿扎德甘、阿扎尔和马吉德苏莱曼——这些水库的原位总储量为 380 亿桶，并享有铺设道路、注水网络和经验丰富的劳动力。海上加速依赖于南帕尔斯的持续开发；总支出已达到 900 亿美元，另有 170 亿美元专门用于增压，以跟上卡塔尔从共享穹顶撤军的步伐。

地理分配还考虑到伊朗面临邻国竞争性撤资的 30 多个共享水库； Forouzan 油田说明了这一差距，因为沙特阿拉伯从同一构造中的采油量增加了 14 倍。因此，海上项目具有战略意义：南帕尔斯目前满足全国 70% 的天然气需求，是世界上最大的独立天然气储量e.陆上经济仍然具有吸引力——较低的资本支出、更便捷的物流和快速的回​​报——但更深的海上油藏有望带来卓越的长期回报，并使未来液化天然气和石化列车的原料多样化。总之，特定地点的投资在短期现金生成和长期供应安全之间取得了平衡。

按资产类型：建设活动引领投资重点

2024 年，建设项目占伊朗石油和天然气市场份额的 66.0%，预计到 2030 年复合年增长率将达到 6.5%，使基础设施建设成为整个价值链中最大的单一资本配置。为期 20 年的阿扎德甘合同展示了其规模：钻探 420 口新井，铺设 460 公里的管线，并安装两个气举压缩站，将使油田产能从 205,000 桶/日提升至 550,000 桶/日。国内EPC领导人哈塔姆·安比亚(Khatam al-Anbiya)领导波斯湾之星炼油厂第四期工程，强调了政策推动以完成大型炼油厂项目采用伊朗人才和本地采购的钢材、催化剂和控制系统。

建筑的吸引力反映了制裁的现实；土建工程和机械安装依赖于本土技术，而不是进口的数字核心或专有软件。并行活动包括伊斯法罕炼油厂和十个新石化厂的环保渣油加氢转化，到 2025 年，这些工厂的总产能将总共增加到超过 9500 万吨。到 2025 年 3 月，管道里程预计将达到 15,000 公里，从而减少卡车运输并降低长途内陆路线的产品损失。优先考虑开工建设可以缓解技术瓶颈，确保就业，并为制裁放松后未来提高石油回收率和液化天然气项目准备一个平台。

地理分析

国内集中度塑造伊朗石油和天然气市场。波斯湾占主导地位海上活动以南帕尔斯 (South Pars) 为首，天然气储量为 14 立方厘米，日产量为 7 亿立方米，几乎可以满足所有液化天然气和石化原料的需求。南部沿海省份拥有凝析油分离器和出口码头，最大限度地缩短了天然气加工、精炼和油轮装载之间的距离。西南部的胡齐斯坦省以陆上原油生产为主，这些油田的产量占全国一半以上。

共享油田的动态会影响支出。伊朗与伊拉克争夺 12 个水库，并与卡塔尔争夺南帕尔斯油田，这促使伊朗加速钻探计划和压力维持计划，以防止跨境迁移。里海海域仍未得到充分勘探；伊朗是唯一不生产石油的沿海国家，尽管其探明储量为 5 亿桶，但受到深度、冰况和缺乏深水钻井平台的限制。向东移动，阿曼湾的贾斯克码头提供了一个战略绕过霍尔木兹海峡，为伊朗提供应对海上阻塞点干扰的冗余。

管道地理位置扩大了影响力。伊朗、土库曼斯坦和伊拉克签署了一项互换协议，将通过伊朗线路将10 bcm的土库曼天然气运输至伊拉克，赚取过境费并巩固地区相关性。新的 42 英寸原油和成品油管道将内陆炼油厂与出口港口连接起来，释放了哈格岛的产能并实现出口多元化。尽管碳氢化合物含量较高，但可再生能源部署仍然滞后：清洁能源装机容量为 75 兆瓦，而目标为 2,500 兆瓦，远远落后于沙特阿拉伯和土耳其。因此，地理位置提供了引导未来资本配置的机会和差距。

竞争格局

伊朗石油和天然气市场高度集中于国有实体。 NIOC 控制上游许可和生产，而伊朗国家天然气公司管理加工和干线。帕尔斯石油和天然气公司负责南帕尔斯的运营。 Petropars、Khatam al-Anbiya Construction 和 MAPNA Group 等国内 EPC 和服务公司在 2025 年获得了价值 170 亿美元的南帕尔斯增压合同，反映出项目交付国有化的战略支点。本地化现在已成为一项明确的政策，因为制裁切断了与西方主要企业的接触。

战略举措越来越强调纵向一体化。 MAPNA 最初是一家涡轮机制造商，现在从事陆上油井钻探并供应炼油厂设备，将自身融入整个价值链。革命卫队实体扩大了对原油营销的控制，协调影子舰队物流，并向提供现金或易货商品的亚洲炼油商提供价格折扣^{(5)路透社，“伊朗革命卫队”reuters.com}。这种控制加强了市场集中度，同时确保了外部融资停滞时的连续性。

尽管孤立，创新仍浮出水面。伊朗信息技术组织启动了六个人工智能大型项目，旨在通过优化工业消耗和预测管道维护来缩小 15-25% 的能源供需缺口。上游油藏建模的试点部署旨在在不依赖外国顾问的情况下提高采收率。公司NIOC 通过基于绩效的合同奖励效率提升，从而获得了商业优势。