亚太地区石油和天然气资本支出市场规模和份额分析

亚太地区石油和天然气资本支出市场分析

2025年亚太地区石油和天然气资本支出市场规模预计为1910.1亿美元，预计到2030年将达到2380.9亿美元，预测期内复合年增长率为4.5% （2025-2030）。

尽管绿色金融规则收紧，但区域能源需求持续高位、国内资源潜力巨大以及基础设施转型加速，使得支出保持上升轨道。各国政府将资金部署到新的液化天然气、氢气和CCUS资产上以确保供应，而国家石油公司则维持传统的上游项目，从而保障转型期间的能源安全。国际运营商正在将其投资组合转向该地区，因为监管框架比几个中东司法管辖区更加清晰，而且深水和液化天然气项目现在提供具有全球竞争力的收支平衡水平。随着数字油田项目延长了资产寿命，模块化炼油厂项目增强了印度和中国的产品组合灵活性，技术支出也随之增加。

亚太地区石油和天然气资本支出市场趋势和见解

整个东南亚液化天然气基础设施投资激增

印度尼西亚国家石油公司指定200亿美元用于到2028年增加液化天然气产能，而马来西亚国家石油公司则承诺投资 150 亿美元建设三座浮式液化天然气装置，将在十年中期提升马来西亚的天然气出口量，伴随这些上游建设，为建筑和工程公司带来多年承包机会，预计到 2030 年，东南亚出口商将占据全球液化天然气贸易的 15-20%。使它们免受油价波动的影响，并促进外汇流入。^{(1)亚洲开发银行，“亚太地区能源基础设施投资”，adb.org}国内市场也从管道天然气转向灵活的液化天然气进口，以支持间歇性可再生能源。这些计划的势头直接满足了亚太地区石油和天然气资本支出市场的需求，确保了中期强劲的需求基础。

澳大利亚和日本政府主导的氢和 CCUS 资本支出承诺

日本绿色创新基金已为氢价值链项目指定 2 万亿日元（150 亿美元），与澳大利亚用于生产的 700 亿澳元（470 亿美元）拨款相呼应枢纽、交通走廊和地质储存。^{(2)日本经济产业省，“绿色创新基金指南”，meti.go.jp}双边框架将澳大利亚的资源禀赋与日本的承购需求联系起来，确保对长期资产的承购是可融资的。公共资本吸收早期技术风险，促进私人参与并降低加权平均资本成本，即使在传统碳氢化合物处于停滞状态的情况下，也能维持亚太地区石油和天然气资本支出市场。已经在谈判中的长期承购协议表明，项目管道的长度将远远超过当前的预测期。

国家石油公司推动中国和马来西亚的深水天然气项目

中海油已拨出 150 亿美元用于到 2027 年的多个深水开发，部署下一代海底系统，以降低运营成本并最大限度地减少水面足迹。马来西亚国家石油公司在南中国海寻求类似的努力，阿迪浮式生产、储存和卸载装置可以将以前由于水深和安全问题而无法进入的油田货币化。这些项目为期 7 至 10 年，提供可靠的 EPC 积压订单，支持亚太地区石油和天然气资本支出市场。由于深水天然气取代了进口液化天然气，即使存在海事争端，各国政府也会支持批准，从而锁定中期的积极需求影响。

国际石油公司在中东风险中将投资组合重新分配到低成本的亚太地区

海湾地区地缘政治不确定性的加剧促使壳牌向澳大利亚液化天然气生产线和英国石油公司承诺投资 120 亿美元，以与印度尼西亚国家石油公司合作开展多领域天然气项目。这种转变有利于监管透明、合同神圣性和出口基础设施就绪的司法管辖区。短周期回扣进一步降低了现金流风险，这意味着国际石油公司资本周转速度更快，从而维持了亚太地区石油和天然气资本支出的服务业利用率等风险多元化仍然是主要动力，但碳强度降低也发挥了作用，这使得亚太地区相对年轻的资产基础成为数字优化和甲烷排放控制计划的有吸引力的平台。

严格限制化石燃料的绿色金融规则l 项目贷款

新加坡金融管理局在 2024 年将化石燃料贷款资格削减了 60%，澳大利亚银行也纷纷效仿，将中型上游企业的借贷成本提高了 200-300 个基点^{(3).新加坡金融管理局，《环境风险管理指南》，mas.gov.sg} 开发商要么转向出口信贷机构，要么筹集夹层资金，从而推迟最终投资决策并减少亚太石油和天然气资本支出市场的近期支出。具有明显过渡途径的短周期项目仍能达到财务收尾，但高碳桶要承担明确的资金处罚。

EPC 通胀上升和本地含量要求抬高建设成本

印度尼西亚对上游项目提出 40% 本地成分要求，而马来西亚也有类似的门槛，迫使实习生国家承包商组建合资企业并培育本地供应链，使总安装成本增加 15-25%。材料和劳动力价格的飙升放大了这种影响，挤压了内部回报率并导致操作员错开工作范围。延长的时间表减少了亚太地区石油和天然气资本支出市场在加速窗口期间的年度现金吸引，尽管一旦采购管道成熟，总生命周期支出最终会反弹。

细分分析

按部门：上游主导地位维持能源安全努力

上游控制着亚太地区石油和天然气市场 71.8% 的份额2024 年天然气资本支出市场，反映了在进口价格波动的情况下国家支持国内供应的指令。国家石油公司在深水天然气、页岩区块和煤层气方面的支出处于领先地位，利用数字钻井和实时油藏成像来提高采收率。这些支出让本地内容工厂忙碌起来并为服务专家生成持续的合同流。中游支出集中在棕地管道循环和液化天然气储存上，与上游开发相结合，以确保外卖能力。

下游支出虽然在 2024 年占 28.2% 的份额，但预计到 2030 年将以 5.1% 的复合年增长率加速。石化一体化推动了改造计划，将简单燃料替换为利润率更高的烯烃和芳烃。印度的贾姆讷格尔综合设施和中国的福建枢纽是这一转变的典型：这些基地曾经以汽油为中心，现在将增量现金引导至蒸汽裂解装置和PDH装置。由于每次改造都需要压缩机、反应堆和自动化，因此尽管燃料需求趋于稳定，下游仍继续将材料量纳入亚太地区石油和天然气资本支出市场规模。

按地点：海上增长超过陆上成熟度

到 2024 年，陆上活动仍占亚太地区石油和天然气资本支出市场规模的 65.9%，受到中国页岩油、澳大利亚煤层气和印度拉贾斯坦邦致密油的青睐。陆地项目的审批速度更快，水深复杂性也较低，因此国家石油公司可以在一个预算周期内批准多个项目。干线管道和集气网络等基础设施被捆绑在一起，为压缩机和计量撬供应商锁定了并行机会。

在马来西亚深水天然气激增、印度尼西亚浮动液化天然气船队以及澳大利亚布劳斯和斯卡伯勒油田的推动下，海上资本支出以 7.2% 的复合年增长率加速增长。下一代 FPSO 集成了 CCS 模块，满足排放法规，同时释放边际水库。因此，专业海底承包商在亚太石油和天然气资本支出市场中获得了份额，而设备原始设备制造商则获得了框架协议，将积压的订单延长到 2030 年代。

按服务划分：建设领先，退役规模快速

作为 LN，建设占 2024 年支出的 52.2%G列车、管道和炼油石化综合体在六个主要经济体破土动工。 EPC 参与者协调大量劳动力、重型资产和先进的项目控制，以便在紧张的调试窗口内交付。维护和周转业务实现了稳定的通胀指数增长，迎合了中国和澳大利亚日益成熟的资产规模。

退役的绝对份额仍然不大，但复合年增长率为 8%，是服务业中最快的。监管机构现在要求托管拆除条款，并执行严格的堵塞后海底清理，迫使运营商授予多年拆除合同。在北海开发的技能迁移到亚太地区，使专业承包商受益，并在亚太地区石油和天然气服务资本支出市场份额中保持利基机会。

地理分析

中国2024年56.8%的份额来自上游陵水17-2、深海一号等大型项目的开发费用均超过20亿美元。国家机构同步管道路线、港口升级和存储建设，从而压缩执行时间并提高国内乘数效应。该战略稳定了区域供应链，并稳定了亚太地区石油和天然气资本支出市场的设备需求。

印度对石化自给自足的推动塑造了其资本支出状况。拉贾斯坦邦和古吉拉特邦的模块化炼油厂方案所需的门票规模较低（与传统大型项目相比为 1-20 亿美元），但总支出仍然很高，因为该模式在多个邦重复。^{(4) 印度石油和天然气部，“炼油厂现代化计划”， mopng.gov.in} 从 Dahej 向南的天然气管网扩建支持化肥和城市燃气计划，扩大了土地利用dstream 资本支出将持续到 2030 年代初期。

澳大利亚在价值方面排名第三，但在技术方面处于领先地位。高更 (Gorgon) 和惠斯通 (Wheatstone) 的棕地 LNG 压缩瓶颈和 CCS 改造使服务公司保持参与，而皮尔巴拉 (Pilbara) 氢脊柱项目在电解槽、储存和港口基础设施方面投入了 150 亿美元。^{(5)澳大利亚政府工业部，“国家氢能战略”更新，”industry.gov.au}政府给予较低的先发风险，使澳大利亚对未来燃料成本曲线至关重要。

马来西亚 5.5% 的复合年增长率归功于马来西亚国家石油公司的三串浮动液化天然气路线图以及东南亚最大的在建碳捕集设施 Kasawari CCS。辅助管道和岸上增强设施放大了柔佛州和砂拉越州的乘数效应，将供应商本地化率推至 50% 以上。

印度尼西亚、泰国和越南是核心，各自将利基资本支出引入国内天然气货币化和再气化终端扩建。属于亚太其他地区的孟加拉国和菲律宾在这一时期后期加速增长，因为主权信用评级的提高为进口码头和储油库提供了优惠融资。

竞争格局

由于主权授权和易于获得国家支持的融资，国家石油公司在支出中占据主导地位。中石油、中海油和中石化的年度资本支出总计超过 600 亿美元，令国际竞争对手相形见绌，巩固了中国的装备生态系统。 Petronas 和 ONGC 紧随其后，各自利用一体化运营来加快符合国家能源安全议程的项目。

国际巨头采用将技术优势与当地市场熟悉程度相结合的合作伙伴模式。壳牌在FLNG、LNG bu方面开展合作与马来西亚国家石油公司 (Petronas) 合作的 nkering 和氢试点项目； TotalEnergies 合作开发液化天然气和 CCS 联合开发项目，而 BP 则利用印度尼西亚国家石油公司的基础设施来对冲地缘政治风险。碳管理专业知识和数字优化套件成为主要的差异化因素，使国际参与者能够在亚太地区石油和天然气资本支出市场中继续发挥作用。

随着退役和 CCS 利基市场的开放，服务行业的竞争加剧。 Saipem、Subsea 7 和 Technip Energies 将自己定位于交钥匙范围，包括油井堵塞、上部结构清除和碳储存场地准备。尽管复杂的海底硬件仍然来自西方原始设备制造商，但中国、印度尼西亚和马来西亚的国内船厂通过有利的本地含量政策争夺市场份额，从而保持了平衡的供应商领域。