英国石油和天然气市场规模和份额

英国石油和天然气市场分析

英国石油和天然气市场规模预计到2025年为108.5亿美元，预计到2030年将达到124.2亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为2.73%。

向从成熟的北海油藏中榨取最大价值的战略转变，加上有意放缓绿地勘探，支撑了这种有节制的扩张。自 2020 年以来，运营商已将提升成本降低了 15-20%，从而在财政负担增加的情况下保护了盈利能力。^{(1)Offshore Energies UK，“2024 年经济报告：英国石油和天然气行业表现”天然气行业表现”，Offshore Energies UK，oeuk.org.uk} 2024 年投资支出超过 60 亿英镑，再次高于监管机构预期的一半，流量主要用于支持碳捕获基础设施的寿命延长计划和中游升级。^{(2)北海转型管理局，“英国石油和天然气生产和投资数据”，北海转型管理局，nstauthority.co.uk}独立企业加速发展，两项收购总额超过 20 亿美元，释放了成本协同效应和退役效率。^{(3)金融时报，“英国北海石油行业整合加速”，金融时报，ft.com}与此同时，漂浮式风力试点和平台电气化减少了柴油燃烧，证明排放合规性和生产稳定性可以共存。

英国石油和天然气市场趋势和见解

北海起重成本下降提高运营效率

北海起重成本大幅下降，为英国运营商在全球能源市场挑战中创造竞争优势。海底系统的技术突破和增强的钻井技术已经降低了自 2020 年以来，不良开采成本下降了 15-20%，尽管财政压力加大，但仍维持了生产活力。这种成本降低的轨迹使英国油田在国际替代品中处于有利地位，特别是在能源安全问题提高了国内产值的情况下。先进的油藏管理系统和优化的生产调度带来了效率的提高，最大限度地提高了采收率，同时最大限度地减少了运营费用。运营商利用这些成本改进来延长油田寿命，并证明对成熟资产的持续投资是合理的，否则这些资产可能会提前退役。

英国北海过渡协议激励措施重塑投资优先顺序

英国北海过渡协议为运营商提供结构性财政激励，以证明在实现净零排放目标方面取得了可衡量的进展，从而从根本上改变了整个行业的资本分配决策。投资补贴和提高的消耗率奖励将碳捕获、利用和存储技术融入其运营的公司，符合条件的项目将获得高达合格支出 40% 的加速税收减免。^{(4)HM Revenue & Customs, “北海过渡协议税收激励框架”, HM Revenue & Customs Customs, gov.uk} 自 2024 年以来，该政策框架已促成超过 20 亿英镑的 CCUS 投资承诺，将以前不经济的项目转变为可行的发展机会。该交易为运营商创造了竞争优势，展示了减排方面的技术领先地位，有效地补贴了向低碳碳氢化合物生产的过渡。 ISO 14001 环境管理认证对于获得这些激励措施变得越来越重要，运营商在合规方面投入巨资

浮动风力平台集成降低了运营碳强度

浮动风力发电平台代表了一项技术突破，同时解决了运营成本和排放合规问题。 TotalEnergies 的 Culzean 试点项目证明了这种方法的可行性，3 MW 浮动风力涡轮机可满足该平台约 20% 的电力需求，预计每年可减少 2,000 吨柴油消耗。苏格兰皇冠地产的创新和定向石油和天然气租赁回合使风电开发商和平台运营商之间能够达成直接购电协议，创造了一种使两个行业受益的新收入模式。这种整合策略使运营商能够保持生产水平，同时实现范围 1 的大幅减排，满足监管要求而不影响产量。该技术的可扩展性表明其在 4 个领域的潜在应用到2030年，将有0-50个北海平台，代表海上能源基础设施设计的根本性转变。

蒂赛德和亨伯工业集群创造蓝色氢需求

蒂赛德和亨伯地区的再工业化产生了前所未有的蓝色氢需求，为天然气原料供应商创造了新的市场机会。 BP的H2Teesside项目旨在实现高达2GW的氢气产能，相当于英国2030年氢气产量目标的10%以上，每年将需要约15亿立方米天然气。政府在 25 年内为碳捕获和封存集群提供 217 亿英镑的资金承诺，降低了这些工业发展的风险，确保了天然气供应商的长期承购协议。蒂赛德每年 1000 万吨二氧化碳净零捕集能力将于 2028 年投入运营，这将巩固该地区向低碳工业中心的转型。这个行业l 复兴扭转了制造业几十年来的衰退，同时为英国大陆架天然气生产创造了稳定的长期需求。

CCS 征税加速导致运营商现金流紧张

对上游运营商加速征收碳捕获和封存税，给整个英国大陆架带来了直接的财务压力，主要生产商每年的合规成本估计为 150-2 亿英镑。该监管框架要求运营商为国家 CCS 基础设施发展做出贡献，无论其项目参与方如何通过针对具体部门的税收，有效补贴更广泛的能源转型目标。征税结构对规模较小的独立企业造成了不成比例的影响，因为它们缺乏规模来吸收这些额外成本，当边际运营商寻求更大的合作伙伴或完全退出市场时，可能会加速整合。遵守征税要求需要增强监控和报告能力，这会增加运营复杂性并进一步加剧资源紧张。

海上风电并网降低天然气峰值需求

海上风电并网容量已达到发电高峰期天然气需求大幅减少的水平，从而给燃气发电厂和上游供应商带来收入波动。到 2023 年，风力发电将占英国电力供应的 35%，峰值输出时段将取代传统上提供电网平衡服务的燃气发电。这个需求可以均衡化在大风时期最为明显，此时可再生能源输出超过基本负荷要求，迫使天然气发电厂进入越来越间歇性的运行模式，从而降低了其经济可行性。电网不断增长的可再生能源渗透率对天然气的结构性需求造成破坏，特别是影响假定基本负荷消耗模式一致的长期供应合同。

细分市场分析

按行业划分：上游主导地位面临中游增长激增

上游细分市场在 2024 年占据 72.3% 的市场份额，反映出开采活动的持续中心地位到英国石油和天然气业务，但到 2030 年，中游领域的复合年增长率为 4.4%，这标志着基础设施和加工投资的根本性转变。上游活动受益于增强的回收技术和延长的油田寿命计划，可最大限度地提高现有北海资产的价值。奥普Harbour Energy 等企业在 2024 年期间已投资超过 13 亿美元进行资产收购，以巩固生产能力。^{(5)Harbour Energy, “Wintershall Dea UK Assets Acquisition Completion,” Harbor Energy, harbourenergy.com} 中游领域的加速增长源于碳捕获、利用和储存项目的关键基础设施要求，管道网络和加工设施需要大幅升级才能处理二氧化碳运输和氢气生产。尽管下游业务面临着电气化趋势和可再生燃料指令的长​​期阻力，但下游业务通过精细化的产品需求保持稳定的业绩。

中游基础设施投资特别集中在东海岸集群，凯拉斯中游的 H2NorthEast 设施代表该地区1 吉瓦的蓝色氢气生产能力需要进行大规模的管道改造和安装新的压缩站。 2024年，英国油气中游市场规模达到21亿美元，年增长率超过行业平均水平1.7个百分点。英国的天然气输送系统跨越 7,600 多公里的高压管道，国家电网每年投资 25 亿英镑用于网络维护和增强项目，支持传统天然气输送和新兴氢应用。通过部署浮式生产、储存和卸货船，加工能力不断扩大，从而能够开发以前搁浅的储量。与此同时，存储基础设施受益于战略石油储备需求和季节性需求平衡需求。

按地点：海上霸权推动技术创新

海上作业指挥着控制权到 2024 年，英国石油和天然气市场将占据 88.9% 的份额，到 2030 年，该领域将保持 3.1% 复合年增长率的增长领先地位，凸显了北海在英国碳氢化合物生产中不可替代的作用。海上领域的主导地位反映了地质优势和已建立的基础设施网络，这对陆上开发造成了巨大障碍，特别是考虑到英国有限的非常规资源基础和限制性的水力压裂政策。海底系统和浮式生产平台的技术创新使得以前无法开采的储量得以开发，通过使用先进的钻井技术，水深超过 200 米的储量变得经济可行。陆上活动受到监管限制和公众反对，这限制了扩张机会，主要将增长限制在现有常规气田和相关天然气处理设施。

海上业务受益于ROM 平台运营的规模经济和共享基础设施的利用，降低了每桶的开发成本。轮辐式生产系统可实现回接开发，以最少的资本投资延长现场寿命。 2024年，英国海上油气业务市场规模达到93.6亿美元，占行业总价值的近90%。海上石油环境和退役监管机构建立的环境合规框架创建了标准化操作协议，促进运营商之间的技术转让和最佳实践共享。浮动风电一体化项目展示了海上部门对能源转型要求的适应性，混合平台将碳氢化合物生产和可再生能源发电结合在一个装置中，优化了基础设施利用率并减少了环境足迹。

按服务：建设成熟度对比 12 月退役热潮

到 2024 年，建筑服务将占据最大的市场份额，达到 47.5%，这反映了扩展现场作业所需的持续平台改造和基础设施升级，而随着北海油田达到使用寿命，退役服务到 2030 年将经历 6.3% 的复合年增长率爆炸性增长。建筑部门受益于复杂的棕地项目，需要专门的工程能力和重型起重船舶运营，运营商大力投资平台寿命延长计划，可以将生产能力延长 10-15 年。^{(6)Wood plc，“北海工程和退役服务”，Wood plc， woodplc.com} 维护和周转服务通过可预测的检查和维修周期提供稳定的收入流，尽管数字监控系统正在减少干预需求和延长维修间隔。退役业务的快速扩张反映了 1970 年代和 1980 年代北海繁荣时期开发的油田的生命周期即将结束，2025 年至 2029 年间，可能有超过 2,200 个井眼停止使用。

退役活动需要平台拆除、井堵和废弃以及环境修复方面的专业能力，这些能力由于其技术复杂性和严格的监管要求而需要高价。 2024年，英国油气退役服务市场份额达到18.2%，年增长率超过行业平均水平3.6个百分点。英国的退役责任总额约为 400 亿英镑，北海过渡管理局的目标是通过加强规划和提高供应链效率，到 2028 年将其减少至 333 亿英镑。供应链分析表明英国公司可以占据约 70% 的国内市场份额工作，为开发适当技术能力和监管合规框架的服务提供商创造大量机会。退役承包商必须遵守 ISO 45001 职业健康和安全标准，从而推动对支持该细分市场溢价定价结构的专业培训和设备的投资。

地理分析

北海的地质省份表现出独特的生产特征和发展轨迹，塑造了区域投资模式和运营战略。北海中部保持着最高的生产密度，拥有支持高效回接开发和共享加工设施的成熟基础设施网络。相比之下，南北海受益于靠近英​​国天然气需求中心和现有管道连接，这减少了运输成本。北海北部的作业环境最具挑战性，但剩余储量最大，水深超过150米，需要先进的海底技术和浮式生产系统，这些技术和浮式生产系统的开发成本较高，但资源潜力巨大。

北海各部门的区域排放表现差异很大，北海南部在2023年现场排放量减少了11.1%，而北海中部减少了6.8%，北海北部减少了2.9%。英国这些地区的石油和天然气市场规模反映了产量和运营复杂性，其中北海中部占据最大份额，占总市场价值的 42.3%。东爱尔兰海的排放量增加了 8.6%，反映出基础设施老化和生产效率下降，这可能会加速边际金融的退役时间表。田地。这些环境绩效的区域差异越来越影响投资决策，因为运营商会优先考虑能够满足严格排放法规的同时保持经济可行性的资产。

陆上活动在地理上仍然集中在已建立的生产区，主要是英格兰南部和东米德兰兹，这些地区的传统油田产量稳定但不断下降，2024年第二季度产量达到创纪录的季度低点770万吨。陆上业务面临着结构性挑战，包括水力压裂的监管限制和公众对限制扩张的新开发项目的反对。机会并将增长限制在现有许可区域。苏格兰近海水域包含英国剩余的大部分碳氢化合物储量，设得兰群岛西部地区正在成为浮式生产系统的关键增长区域，这些系统可以通过技术获取以前搁浅的深水资源海底基础设施和恶劣环境作业方面的技术创新。

竞争格局

随着国际石油公司从北海业务战略撤出，英国石油和天然气市场呈现出适度的整合，主要独立企业的集中度不断提高。市场结构已决定性地转向专业化的区域运营商，这些运营商拥有成熟盆地开发所需的技术专长和成本结构。排名前三的独立公司——Harbour Energy、Energean 和 Ithaca Energy——占英国生产商总市值的 68%。随着Harbor Energy以13亿美元收购Wintershall Dea的英国资产以及Ithaca Energy以7.54亿美元收购Eni的北海投资组合，这种整合趋势在2024年加速，从而创造了更大、更高效的运营商能力管理复杂、多领域开发的能力。技术采用模式揭示了成功地将人工智能集成到油藏管理和预测性维护中的运营商的竞争优势，BP等公司通过机器学习应用将地震解释时间从6-12个月缩短到8-12周。

战略定位越来越以能源转型能力为中心，运营商追求双重战略，最大限度地利用现有碳氢化合物资产产生现金，同时发展碳捕获、利用和储存技术的能力。英国石油和天然气服务提供商之间的市场份额分布反映了专业化趋势，伍德公司等工程公司通过技术差异化和数字化能力占领了高端细分市场。退役服务存在空白机会，专业承包商可以通过技术获取溢价利润平台拆除和环境修复以及支持氢气生产和二氧化碳运输网络的中游基础设施开发方面的专业知识。新兴颠覆者包括为运营优化和排放监测提供数字解决方案的科技公司，而传统服务提供商面临着发展可再生能源整合和环境合规能力的压力。遵守海上石油环境和退役监管机构标准设置了进入壁垒，保护既定运营商，同时要求对环境管理系统和安全协议进行持续投资。