安哥拉石油和天然气上游市场规模及份额

安哥拉石油和天然气上游市场分析

2025年安哥拉石油和天然气上游市场规模预计为46.4亿美元，预计到2030年将达到51.0亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为1.92%。

安哥拉石油和天然气上游市场目前的势头取决于深水和超深水最终投资决策、国家石油、天然气和生物燃料局 (ANPG) 推出的现代化财政制度，以及安哥拉于 2023 年 12 月退出欧佩克，取消了配额上限，允许到 2025 年产量达到每天 130 万桶的目标。灵活的生产政策、加速天然气货币化和高压海底技术的广泛部署已将多个油田的项目盈亏平衡点推至每桶40美元以下，保护安哥拉石油和天然气上游市场免受价格适度波动的影响。超级重大重返——mos尤其是壳牌 2024 年的回归和雪佛龙的新勘探面积突显了人们对安哥拉盆地前景的新信心，而第 271/20 号法律下的本地含量规则为国内服务提供商创造了供应链机会。

安哥拉石油 And 天然气上游市场趋势和见解

许可轮势头吸引超级巨头

安哥拉2024年陆上许可轮吸引了22家公司对12个区块的53份投标，比2019年增加了340%，标志着地质信心的复苏和面积条款的透明。壳牌在中断了两年之后重新进入，是通过一项涵盖深水和超深水前景的勘探协议，为安哥拉石油和天然气上游市场增加了品牌验证。^{(1) 壳牌，“壳牌带着新勘探协议返回安哥拉，” shell.com} 竞争紧张已将 2025 年至 2027 年的签名奖金预期提高至 28 亿美元，专门用于基础设施和培训。总统令 8/24 提供增量生产激励措施和更快的现场规划批准，将批准周期压缩至八个月。雪佛龙的初步 Block 33/24 协议证实了其对前沿面积的兴趣，该地区的 3D 地震质量在 2023 年之后显着改善。预计许可热情将释放新的储量，抵消成熟油田的下降，并加强安哥拉石油和天然气上游市场的供应安全预测

深水和超深水 FID 加速近期产量

TotalEnergies 批准了 60 亿美元的 Kaminho 项目，目标是到 2028 年，每天生产 70,000 桶石油，采用 20,000 psi 井口，以及全电动海底采油树，可将运营成本降低 15%。 Agogo FPSO 于 2025 年 2 月提前六个月安装，凸显了缩短投资回收周期的执行效率。 Saipem 的 37 亿美元 EPCI 合同预计将为当地创造 2,500 个就业岗位，巩固安哥拉作为制造中心的地位。预计到 2028 年，联合深水项目将每天增加 30 万桶石油，有助于缓解传统油田每年 12-15% 的产量下降。技术据 ANPG.AO 称，动态定位和高压立管方面的技术进步现在可以进入 2,000 米以上的水深，其中盐下资源可容纳 100 亿桶可采桶。资本承诺的加速提高了短期收入的可见性，在价格波动期间维持了安哥拉石油和天然气上游市场。

通过设立 ANPG 进行财政和监管改革

ANPG 作为唯一特许经营商的角色将政府对边际油田的占有率从 85% 降低到 70%，并将成熟油田增量产量的石油生产税从 20% 降低到 12%。^{(2) 安哥拉政府，“关于增量生产激励的第 8/24 号总统令”govo.gov.ao}超深水投资的折旧时间表现已纳入前期成本回收，与同行相比改善净现值指标s。简化的审批将平均开发计划处理时间从 18 个月减少到 8 个月，从而提高了超级巨头和独立企业的资本效率。浮动特许权使用费使国家收入与市场周期保持一致，而第 271/20 号法律规定境内本地参与比例为 70%，海外本地参与比例为 30%，从而在不削弱成本竞争力的情况下刺激国内产能。总的来说，这些改革提升了安哥拉在比较财政吸引力指数上的排名，并增强了投资者的兴趣，这是安哥拉石油和天然气上游市场可持续扩张的关键因素。

退出欧佩克提供生产配额灵活性

2023年12月离开欧佩克使安哥拉摆脱了每天110万桶的上限，允许计划在2023年12月将产量增加到每天130万桶。 2025年。灵活的产量允许运营商根据经济而不是配额合规性对加密井和提高采收率计划进行排序，从而提高油田采收率ry 因素和收入。更高的允许产量可以稳定成熟油田维护的现金流，改善油藏压力管理并延长资产寿命。安哥拉还获得了摇摆供应商的地位，能够在全球供应中断期间促进出口。从长远来看，产量自主权支持石油和天然气项目的平衡发展，支撑安哥拉油气上游市场抵御外部冲击。

快速成熟深水油田的衰落

尽管正在进行注水和气举项目，Girassol、Dalia 和 Pazflor 的遗留资产目前日产量为 280,000 桶，而高峰时期为 500,000 桶。^{(3) TotalEnergies，“运营回顾 - 非洲”，totalenergies.com} 每年 12-15% 的下降率推动了加密钻井和修井方面的持续支出，与新建油田相比，每桶成本提高了 25-30%。先进的油藏工具（例如 4D 地震、智能完井和数据驱动的井位布置）正在减少损失，但需要专业供应商和更高的资本支出es（资本支出）。运营商面临着维持棕地产出和绿地开发之间的资本分配困境，特别是当价格徘徊在每桶 50 美元附近时。未能抵消下降可能会侵蚀安哥拉的石油和天然气上游市场收入，凸显新储量的紧迫性。

价格波动下超深水项目的高资本支出要求

超深水项目每个开发项目需要8-120亿美元，盈亏平衡点在每桶45-65美元之间，暴露了价格波动的回报。技术复杂性（20,000 psi 设备、动态定位钻机和高压立管）将日费推至超过 500,000 美元，并延伸了由少数专业承包商管理的供应链。 7-10 年的项目交付时间跨越多个商品周期，迫使运营商采用对冲和分阶段执行策略。安哥拉主权信用评级溢价增加借贷成本，提高门槛利率适合多元化现金流有限的开发商。资本支出（capex）增加可能会推迟最终投资决策，从而抑制维持安哥拉石油和天然气上游市场所需的增量。

细分分析

按部署地点：海上主导地位推动扩张

海上资产产生了 2024 年价值的 97.1%，相当于安哥拉石油和天然气上游市场规模为44.4亿美元，陆上市场规模为1.3亿美元。 12 艘浮式生产、储存和卸货船，以及广泛的海底回接，支撑着高效的海上扩张，将多个枢纽的边际开发成本降低至每桶 40 美元以下。然而，由于 2024 年的许可吸引了 12 个区块的 53 份投标，陆上复合年增长率前景为 2.8%，这表明人们对宽扎和纳米贝盆地的兴趣不断增加。陆上开发成本降低至每桶 25-35 美元提供对冲价格下跌的机会。

安哥拉石油和天然气上游市场的海上部分受益于超深水突破，例如 Kaminho，其海底加工将运营费用 (opex) 削减了 15%，并受益于降低风险的卫星回接，可将 1.5 亿桶油当量 (MMbbl) 以下的发现货币化。相反，陆上开发面临基础设施缺口——有限的管道走廊和电网限制——需要公私联合投资才能充分发挥其潜力。尽管如此，最近的 ANPG 地质调查表明，陆上宽扎盆地有 25 亿桶致密油可采储量，在预测范围内提高了其战略相关性。

按资源类型：原油霸主与天然气加速

原油供应占 2024 年收入的 90.5%，即安哥拉石油和天然气上游市场规模的 41.4 亿美元，这得益于溢价的支持低硫等级，例如卡宾达 (Cabinda) 和吉拉索尔 (Girassol)，深受喜爱^{(4)安哥拉通讯社，“Angola Atribui Blocos Petrolíferos Terrestres a Consórcio de Empresas，”angop.ao} 油田产量下降需要不断的二次复苏投资，但安哥拉84亿桶的储备基础为中期稳定提供了平台。天然气价值 4.3 亿美元，在三哈精益天然气连接和北方天然气综合体的刺激下，复合年增长率为 6.5%，到 2025 年，液化天然气原料将达到 5.2 MTPA。

安哥拉转向非伴生气可满足全球对过渡燃料的需求，并使收入来源多样化，从而减轻对石油价格的依赖。预计到 2027 年，天然气出口收入每年将达到 12 亿美元，从而增强韧性。尽管石油主导地位仍将持续，但天然气销售的扩大使安哥拉石油和天然气上游市场重新调整，走向平衡

按井类型：常规强度、非常规前景

常规井产量达到 2024 年价值的 99.3%，突显安哥拉深水油藏的成熟度和渗透率，单井产能通常超过 10,000 桶/天。多边钻井和水-交替-注气等强化采收率方法旨在将顶级资产的采收率从 35% 提高到 45-50%。受陆上宽扎盆地致密油潜力和海上新兴二氧化碳驱试点的推动，非常规油气部分虽然仅为 0.7%，但预计复合年增长率将达到 11.6%。

技术障碍（压裂增产物流和每桶 60-80 美元的更高开发成本）阻碍了非常规油气的大规模应用。然而，进入 2024 年竞标回合的北美页岩油专家的知识转移，再加上边际业务的支持性财政补贴，可能会加速试点的成熟度，丰富安哥拉石油和天然气行业的发展。作为上游市场，拥有新的采收途径。

按服务划分：开发重点与勘探复兴

开发和生产占 2024 年支出的 85.8%，因为运营商优先考虑正常运行时间、修井和增强采收率，以抵消快速下降的影响。集成的油井服务包和数字化现场优化减少了非生产时间，符合削减成本的要求。勘探仅占支出的 9.9%，但由于升级的地震、人工智能驱动的前景测绘以及简化的审批流程，将开矿到测试周期缩短至 18 个月以下，其复合年增长率为 5.3%。

随着 15 个平台和 8 艘 FPSO 在十年内达到使用寿命，目前的退役率为 4.3%，预计将增加，这为熟练的公司创造了利基市场即插即弃和海底结构检索。服务体系多元化增强国内能力、稳定就业，增强长期生存能力

地理分析

产量集中在安哥拉近海大陆边缘，特别是宽扎和下刚果盆地，通过Kaombo、Girassol和Dalia等旗舰开发项目，这些盆地合计约占全国产量的60%。 500 m以上深水海域仍是增长核； Kaminho 和 Agogo 等超深水勘探区采用先进的海底架构，可在超过 2,000 m 的水域作业时承受 20,000 psi 的储层压力。

得益于 Sanha Lean Gas Connection 和 Northern Gas Complex，索约周围的北部天然气走廊正在迅速扩张，到 2026 年将共同增加 900 MMSCFD。气体疏散管道和升级的加工列车使 Angola LNG 能够最大限度地提高其 5.2 MTPA 铭牌产能，并探索潜在的棕地扩张。陆上，宽扎盆地非常规机会（估计 25 亿桶致密油）在最近向国内和中型独立企业授予 12 个区块的支持下脱颖而出。

卡宾达省是安哥拉最古老的产区，仍然贡献着可观的产量，但面临 12-15% 的年产量下降，迫使积极的加密钻探和水资源管理。尽管如此，其成熟的基础设施为小型发现提供了具有成本效益的回接。与西非其他国家相比，安哥拉安全风险较低，ANPG具有凝聚力的监管框架，这一优势可以维持资本流入，增强安哥拉油气上游市场的区域竞争力。

竞争格局

国际石油公司占约75% 的产能，由 TotalEnergies、Azule Energy、雪佛龙和埃克森美孚主导。 Sonangol 通过合资企业保留战略影响力关键管道和终端的资源和所有权。欧佩克退出后，随着壳牌重新进入深水区块，雪佛龙获得了 33/24 区块的初步权利，竞争加剧。技术差异化 — 4D 地震、全电动海底树和实时油藏分析 — 定义了运营商层级，大幅削减盈亏平衡并延长资产寿命。

融资策略不断演变：非洲金融公司向 Etu Energias 注入 6000 万美元，以收购 TotalEnergies 和 Inpex 的资产，打造一家具有区域雄心的国内生产商。^{(5)非洲金融公司，“AFC 向 Etu Energias 投资 6000 万美元，”africafc.org} 服务公司整合显而易见； SBM Offshore 以 18 亿美元收购了 Sonangol 的三艘 FPSO 股份，实现了一体化生命周期管理。本地内容配额促使与 A 建立合作伙伴关系非戈兰公司，培育在国内锚定价值的制造厂和物流基地。竞争平衡可能会持续下去，因为超深水障碍限制了新进入者，而陆上区块则邀请了利基独立企业，从而平衡了安哥拉石油和天然气上游市场的集中度。