泰国油气上游市场规模及份额
泰国油气上游市场分析
2025年泰国油气上游市场规模预计为33.3亿美元，预计到2030年将达到43.9亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为5.66%。
Erawan 和 Bongkot 集群不断增长的国内天然气产量、灵活的生产共享财政条款以及政府支持的 CCS 试点共同巩固了增长轨迹。与国内生产相比，2024 年液化天然气价格波动扩大了陆地天然气成本差距，鼓励运营商加快项目进度，缩短投资回收期。与此同时，深水区勘探和人工智能地震后处理恢复了勘探支出，而更严格的能源安全政策正在将国内上游项目从纯粹的商业资产提升为国家战略的基石。市场领导者正在将资金投入棕地升级、海底钛ebacks 和碳处理基础设施，共同以较低的单位成本推动增量。
主要报告要点
- 按部署地点划分，2024 年海上作业占泰国石油和天然气上游市场规模的 89.5%，预计到 2030 年复合年增长率将达到 5.9%。
- 按资源类型划分，天然气占 78.1%到 2024 年，泰国石油和天然气上游市场份额预计将达到 5.8%，而到 2030 年，原油预计将以 5.8% 的复合年增长率增长。
- 按井类型划分，2024 年常规钻井将占据泰国石油和天然气上游市场规模的 84.9%；非常规油井预计到 2030 年复合年增长率为 6.1%。
- 按服务划分，开发和生产活动占 2024 年收入的 50.3%，而勘探服务预计到 2030 年复合年增长率为 6.4%。
- PTTEP、雪佛龙、TotalEnergies 和 Mubadala Energy 共同控制着全国 80% 以上的天然气量。 2024年。
泰国石油和天然气上游市场趋势与见解
驱动因素影响分析
| Erawan/Bongkot 天然气团的增长 | +1.2% | 泰国湾海上区块 | 短期（≤ 2 年） |
| 第 24 和 25 轮许可加上 PSC 检修 | +0.8% | 全国范围（重点关注陆上） | 中期（2-4 年） |
| 液化天然气价格波动推动国内上游 | +0.7% | 全国范围内具有区域溢出效应 | 短期（≤ 2 年） |
| CCS/EGR 试点释放搁浅储备 | +0.6% | 泰国湾成熟油田 | 长期（≥ 4 年） |
| 传统地震的人工智能增强再处理 | +0.5% | 所有勘探区块 | 中期（2-4 年） |
| 边缘天然气的模块化回接口袋 | +0.4% | 泰国湾卫星场 | 中期（2-4 年） |
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Erawan/Bongkot 天然气集群
PTTEP 于 2024 年完成了对雪佛龙国内投资组合的 28 亿美元收购，并立即开始钻探和设施升级活动，旨在到 2026 年将 Erawan 和 Bongkot 的总产量提高到 800 MMSCFD。[1]投资者关系，“2024 年第四季度演示”，PTTEP，pttep.com 集成控制通过在相邻区块之间共享压缩、处理和物流资产，将单位开发成本削减了约 15-20%。 与泰国单一池天然气价格政策保持一致，可确保可预测的长期利润，从而提高回收率。更深层次的方法可以将油田寿命延长长达 10 年。 PTTEP 的人工智能和机器人风险投资部门部署了预测性维护无人机和边缘分析传感器，已经减少了两个综合体的计划外停机时间。
第 24 轮和第 25 轮许可以及 PSC 检修
2024 年监管重启除了传统特许权之外还引入了生产共享合同，平衡了国家收入获取与投资者利益。第 24 轮授予的 8 个区块吸引了 21 亿美元的承诺支出，而第 25 轮授予的 16 个陆上区域专为非常规技术而设计。 PSC 结构在价格高峰期间提高了政府的收入，但在低谷期间为运营商提供了缓冲，这一功能对于利润紧张的边缘油田尤其有吸引力。简化的环境审批现在包括标准化的时间表，与 2024 年之前的做法相比，平均勘探启动延迟减少了近 40%。
液化天然气价格波动推动国内上游发展
2024 年，亚洲液化天然气现货价格在 8-15 美元/MMBtu 之间波动，扩大了泰国的天然气进口费用，并促使政策制定者加快国内油田开发。运营商的应对措施是重新优先考虑棕地加密井和海底回接，投资回收期不到三年。 PTT 的承购组合转向指数化国内供应合同，以对冲全球冲击的风险，即使在盈亏平衡超过长期液化天然气合同价格的情况下，也凸显了本地石油的战略价值。
CCS/EGR 试点释放搁浅储备
泰国于 2024 年批准了全周期碳封存立法，PTTEP 的 Arthit 试点目标是每年注入 250 万吨碳从 2027 年开始，通过压力支持额外提升 1.5 TCF 的二氧化碳。[2]统计部门，“2024 年石油”leum Balance Sheet，”泰国矿物燃料部，dmf.go.th成功将为 15 个以上成熟油田建立工程模板，有可能将其经济寿命延长 10-15 年，并与国家 2065 年碳中和承诺保持一致。
限制影响分析
| 成熟产出下降浅水油田 | -0.9% | 泰国湾遗产特许权 | 短期（≤ 2 年） |
| 冗长的 EIA 和社区咨询周期 | -0.6% | 全国范围，特别是陆上 | 中期（2-4 年） |
| 新发现的高二氧化碳含量 | -0.5% | 深水海湾区块 | 中期（2-4 年） |
| 石油工程人才转向可再生能源 | -0.4% | 曼谷和区域中心 | 长期（≥ 4 年） |
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成熟浅水油田产量下降
1980 年至 2010 年间钻探的传统油田呈现出年递减率随着储层压力下降，下降幅度为 8–12%。[3]“2024 年油田下降分析研讨会”，石油工程师协会泰国分会，spe.org 虽然注水和压缩升级可以缓和下降，但更换量具有成本效益每年仍需要 200-300 MMCFD 来维持稳定的供应。剩余储量位于更狭窄的区域，需要水平井和选择性增产，在当今的服务成本通胀下，这两者都是资本密集型的。
漫长的环境影响评估和社区咨询周期
对海岸 12 海里以内的海上项目进行强制性影响评估，需要渔业、旅游业和环保团体等多方利益相关者进行审查。[4]“国家环境影响评估指南”，自然资源和环境政策与规划办公室，onep.go.th 最近的批准平均需要 18-24 个月，与区域同行相比，项目交付时间增加了一倍，并阻碍了小型独立项目的现金流计划。陆上非常规计划面临更广泛的反对，使地面接入谈判进一步复杂化。
细分市场分析
按部署地点：海上主导地位推动技术变革
2024 年海上面积占泰国石油和天然气上游市场规模的 89.5%，预计到 2030 年将以 5.9% 的复合年增长率增长。生产主要集中在海湾浅水域，PTTEP 将 Bongkot、Erawan 和Arthit 通过跨油田管道和共享天然气加工列车，从而降低目前进入评估的 Deeper 油气项目，可能会使泰国石油和天然气向上游倾斜。市场转向海底完井系统和动态定位钻机，提高了资本支出要求，同时延长了资产寿命。
陆上前景仅占当前产量的 10.5%，受益于新的 PSC 财政制度。勘探重点是呵叻高原，那里的致密沙地层与邻国的多产情况相似。虽然基础设施落后于沿海枢纽，但模块化加工成套设备和卡车运输液化天然气可以弥补早期商业化差距，直到管道连通性得到改善。
按资源类型：天然气基础设施锚定价值链
得益于电力部门基本负荷需求和与 EGAT 的稳定承购合同，天然气供应量占 2024 年供应量的 78.1%。东海岸天然气管道和加工厂的长期饱和，巩固了天然气作为竞争液体桶的价格制定者的地位。原油复合年增长率 5.8% 的前景源于深水发现保持较高的石油产量以及棕地二次采油项目公羊旨在提高总液体产量。一些深层矿区的高二氧化碳比率使经济变得复杂，但即将建成的 CCS 设施可以抵消这些处罚并吸引新的资本。
按井类型：传统技术面临数字化颠覆
到 2024 年，传统井将保留泰国石油和天然气上游市场 84.9% 的份额，在 30-80 m 水深处提供 15-25 MMCFD 的初始产气率。数字孪生和实时井下传感器将成本降低至每 MMBtu 1.3 美元以下。非常规项目（仍低于活动的 5%）记录了 6.1% 的复合年增长率，因为运营商测试了针对东南亚岩石力学优化的水平钻井和压裂方法。集成自动钻头引导和人工智能钻井分析后，早期试点井的钻速提高了 22%。
按服务划分：勘探复兴初具规模
开发和生产工作占 2024 年支出的 50.3%，反映了持续的平台升级，压缩附加装置和人工升力推出。然而，随着再处理的地震数据和新的 PSC 面积激发了人们对前沿线索的兴趣，勘探服务正以每年 6.4% 的速度增长。仍处于初期阶段的退役规模将在 2028 年之后急剧扩大，届时 30 多个固定平台将达到其设计寿命，针对浅水海湾环境的重型起重船和无钻杆即插即弃设备将开始招标。
地理分析
泰国的上游中心地带是海湾盆地中部，仅 Bongkot、Erawan 和 Arthit 就供应了超过 75% 的每日天然气。靠近东部经济走廊使得运输关税保持在较低水平，并有利于将加工后的气体液体反冲洗为石化原料。在西部，与缅甸的联合开发区通过双边过境管道输送了全国约15%的天然气；最近的跨境政治动荡凸显了泰国控制的储备的战略价值。
现有枢纽以南的新兴深水区引入了更厚的产油层，但也导致了二氧化碳浓度升高，需要就地分离或后处理。规划中的 CCS 中心可以经济地吸收二氧化碳，为更高的富含液体的目标开辟道路，并使泰国石油和天然气上游市场多样化。在陆地上，呵叻高原的钻探仍然不足。地震反演数据表明致密气潜力为 5-8 TCF；然而，公众认知风险和用水限制可能会决定在全油田开发之前分阶段进行试点。
竞争格局
PTTEP 在 2024 年供应了泰国 80% 以上的天然气，并运营着 15 个海上区块，利用国家支持和综合中游资产来整合规模优势。雪佛兰n、TotalEnergies 和 Mubadala Energy 保留少数股权，通常作为复杂棕地扩张的技术合作伙伴，而不是绿地项目的领导者。服务竞争更加均衡。斯伦贝谢、贝克休斯和哈里伯顿轮流开展交钥匙钻井活动，而 TechnipFMC 和 Subsea 7 则致力于与深水回接相关的海底 EPC 范围。
利基市场进入者的机会集中在碳管理技术、非常规资源刺激和报废退役方面。转向产品分成合同可通过允许现金流与油藏性能相一致的风险共担结构来降低进入壁垒，从而使泰国石油和天然气上游行业在 2027 年后实现更加多元化的运营商组合。
近期行业发展
- 2025 年 7 月：PTTEP 获得马来西亚-泰国油田 A-18 区块 50% 的股权联合开发区（MTJDA）是玻尔的关键举措确保泰国能源安全并推动公司发展。
- 2025 年 7 月：Valeura Energy Inc. 与 PTT Exploration and Production Plc 签署了农场协议。 PTT 旨在通过其子公司 PTTEP 能源开发有限公司获得泰国湾近海 G1/65 和 G3/65 区块 40% 的股权。
- 2025 年 1 月：泰国能源部 (MOE) 启动第 25 轮石油勘探和生产招标。最新一轮开发了九个绿地陆上区块，其中七个位于泰国东北部，两个位于中部地区，覆盖面积超过 33,000 平方公里。
- 2024 年 11 月：Valeura Energy Inc. 完成了 Jasmine 油田的加密钻探活动，该油田位于泰国湾近海的 B5/27 许可证中，该油田拥有 100% 的工作权益。
FAQs
泰国石油和天然气上游市场目前的价值是多少？
2025年为33.3亿美元，预计到2025年将增至43.9亿美元2030 年。
海上产量预计增长速度有多快？
到 2030 年，海上产量的复合年增长率应为 5.9%深水区和回接项目上线。
哪种资源类型在泰国上游投资组合中占主导地位？
天然气供应占产量的 78.1%，长期休息驱动与发电商签订合同。
最新几轮许可中引入了哪些财务变化？
添加了第 24 轮和第 25 轮许可平衡政府利益与投资者激励的生产共享合同。
泰国如何解决高二氧化碳水库问题？
商业CCS试点，从2027年的Arthit油田，会注入捕获的CO吗？
国内上游行业谁领先？
PTTEP 控制着全国 80% 以上的天然气产量，并拥有 15 个海上区块的运营权。
