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市場調查報告書
商品編碼
2113926

石油和天然氣資本支出（CAPEX）：市場佔有率分析、行業趨勢和統計數據以及成長預測（2026-2031 年）

Oil And Gas CAPEX - Market Share Analysis, Industry Trends & Statistics, Growth Forecasts (2026 - 2031)
出版日期: | 出版商: Mordor Intelligence | 英文 215 Pages | 商品交期: 2-3個工作天內

價格

※ 本網頁內容可能與最新版本有所差異。詳細情況請與我們聯繫。

簡介目錄

根據 Mordor Intelligence 估計，2026 年石油和天然氣資本支出 (CAPEX) 市場規模為 6,808.5 億美元，預計在預測期（2026-2031 年）內將以 4.06% 的複合年成長率成長，到 2031 年達到 8,306.2 億美元。

石油和天然氣資本支出 - 市場 - IMG1

本報告按行業（上游、中游、下游）、地點（陸上、海上）、資產類型（建設、維護/檢修、退役）和地區（北美、歐洲、亞太、南美、中東和非洲）進行細分。市場規模和預測均以美元計價。

全球油氣資本支出（CAPEX）市場趨勢與洞察。

擴建液化天然氣相容型天然氣基礎設施

國際能源總署（IEA）正在追蹤2025年至2030年間每年新增2,900億立方公尺液化產能的計劃，這將推動中游領域的投資熱潮。埃克森美孚決定再投資300億美元，於2026年重啟其莫三比克液化天然氣計畫；伍德賽德能源公司也已批准對其位於路易斯安那州的出口設施投資175億美元，預計將於2029年運作。亞洲買家持續簽署15至20年的承購契約，有助於降低企劃案融資風險，並使債務資本充足率比超過70:30。查爾斯湖液化天然氣計畫將於2025年底完成機械竣工，新增額定年產能1,650萬噸。普拉克明斯液化天然氣計畫預計也將達到類似的里程碑，這將進一步收緊全球供需平衡，並維持2020年代末期的建設訂單儲備。

深海發現的增加正在推動 FID（發現調查員）的發展。

在水深超過1500公尺的專案中，2024年至2025年間做出了相當於150億桶可採蘊藏量的最終投資決策（FID）。巴西石油公司（Petrobras）批准了Buzios 11和Atapu 3兩座浮式生產儲油卸油設備（FPSO）項目，兩座FPSO的日處理能力均為18萬桶，並通過採用標準化船體將建造時間縮短了18個月。殼牌公司正在推進其位於美國墨西哥灣的Sparta項目，該項目的損益平衡點為每桶35美元。英國石油公司（BP）批准了Casquida項目，該項目將利用海底增壓技術將高峰期延長5年。道達爾能源公司位於安哥拉的Camino專案整合了海底到岸上的電力供應，並消除了平台發電機的排放。預計到 2027 年，圭亞那的 Whiptail 和錘頭 FPSO 將使該國的石油日產量增加到 120 萬桶以上。

Daytbrent 的價格波動是長期專案的限制因素。

2024年至2025年間，布蘭特原油價格在每桶70至95美元之間波動，跌破了許多前沿深水區塊的盈虧平衡點，迫使營運商推遲價值80億至100億美元潛在資源的開發。單井鑽井成本超過1.5億美元，建設週期長達6至8年，這些因素使得投資人在期貨曲線趨於平緩之際，對最終投資決策（FID）猶豫不決。對於獨立的油氣探勘開發公司而言，借貸成本已上升至多200個基點，將內部報酬率（IRR）的門檻推高至15%至18%。資本正轉向週期較短的頁岩油氣開發和棕地維修，如果許可證發放無法恢復，全球供應可能在2030年代初受到限制。

細分市場分析

至2025年，上游領域將佔市場佔有率的73.24%，預計到2031年，該領域的油氣資本支出（CAPEX）市場規模將以4.12%的複合年成長率成長。 2024年，巴西、美國墨西哥灣、安哥拉和圭亞那總合150億桶的深海計畫已做出最終投資決定（FID），這些計畫採用標準化的FPSO和海底系統以降低每桶成本。國營石油公司維持著高水準的投資，光是沙烏地阿美、中國石油和中海油三家公司在2024年就為上游領域貢獻了超過1,300億美元的總合。

數位孿生平台的引入已將成本超支減少了30-40%，釋放了資金用於平行項目，並將專案週期縮短了多達18個月。在中游領域的投資依然強勁，美國能源局為氫能管道和碳捕獲中心提供了支持。亞洲和中東的下游綜合設施正在整合煉油和石化業務，以滿足經合組織國家不斷下降的汽油需求，從而提高了15-20%的利潤率。

區域分析

亞太地區預計在2025年將佔全球支出的29.36%，該地區油氣資本支出（CAPEX）市場預計到2031年將以4.83%的複合年成長率成長。中國石油每年600億美元的預算和中海油130億至140億美元的海上開發項目正在支持緻密氣和冷凝油的成長目標。印度石油天然氣公司（ONGC）已在克里希納-戈達瓦里氣田投資86億美元，並計劃到2030年開發年產1000萬噸的新再氣化產能。伍德賽德能源公司的斯卡伯勒和布勞斯液化天然氣項目將新增年產1,300萬噸的產能，而巴布亞紐幾內亞和越南的天然氣發電（GTP）整合計畫也穩步推進。

北美和歐洲合計約佔2025年資本支出（CAPEX）的35%，但隨著機構投資者將資金轉向可再生能源，成長速度放緩。美國憑藉二疊紀盆地12,000口油井以及伍德賽德公司在路易斯安那州和查爾斯湖新增的2,750萬噸/年的液化天然氣（LNG）產能，持續保持主導地位。加拿大120億美元的油砂擴張計畫優先考慮為期30年的SAGD計畫。歐洲主要公司在2025年削減了12%的資本支出，以資助離岸風力發電和電池儲能項目，但挪威國家石油公司（Equinor）批准了約翰·卡斯特伯格項目，並且對挪威巴倫支海的盈利項目表現出選擇性批准的態度。

中東和非洲佔全球投資的近25%。沙烏地阿美500億美元的投資計畫將增強非常規油氣和海上油氣生產能力，而卡達能源的北方氣田擴建計畫將在2027年前每年新增4,800萬噸液化天然氣產能。安哥拉的卡米諾油田和巴西的布濟奧斯11號油田展現了深海油氣開發的強勁勢頭，圭亞那新增的浮式生產儲卸油船（FPSO）將進一步提升日產量超過120萬桶的產能。

其他好處

  • Excel格式的市場預測（ME）表
  • 3個月的分析師支持

目錄

第1章：引言

  • 研究假設和市場定義
  • 調查範圍

第2章：調查方法

第3章執行摘要

第4章 市場狀況

  • 市場概覽
  • 市場促進因素
    • 擴大液化天然氣相容型天然氣基礎設施的建設。
    • 深海發現的增加正在推動 FID（發現調查員）的發展。
    • 中東和亞洲國家石油公司上游領域的投資正在復甦。
    • 為實現現有設施的脫碳目標，加大了對「維護和管理設備」的投資。
    • 透過引入數位孿生技術減少專案預算超支
    • 促進採用小於 1 兆瓦的模組化 FLNG 開發小規模油田的核准。
  • 市場限制因素
    • Daytbrent 的價格波動是長期專案的限制因素。
    • 經合組織向可再生能源的政策轉變
    • 由於一級EPC人員供不應求，導致價格上漲和成本上升。
    • 與環境、社會和治理 (ESG) 相關的債務條款限制了對石化燃料的資本投資。
  • 供應鏈分析
  • 監理情勢
  • 技術展望
  • 原油生產與消費展望
  • 天然氣生產與消費展望
  • 管道容量分析
  • 非常規資源（緻密油、油砂、深海油田）的資本投資前景
  • 波特五力模型

第5章 市場規模與成長預測

  • 部門
    • 上游部門
    • 中游產業
    • 下游產業
  • 地點
    • 陸上
    • 離岸
  • 依資產類型
    • 建造
    • 保守黨的轉變
    • 退休
  • 按地區
    • 北美洲
      • 美國
      • 加拿大
      • 墨西哥
    • 歐洲
      • 挪威
      • 英國
      • 俄羅斯
      • 荷蘭
      • 德國
      • 其他歐洲國家
    • 亞太地區
      • 中國
      • 印度
      • 日本
      • 韓國
      • ASEAN
      • 澳洲
      • 其他亞太國家
    • 南美洲
      • 巴西
      • 阿根廷
      • 哥倫比亞
      • 其他南美國家
    • 中東和非洲
      • 沙烏地阿拉伯
      • 阿拉伯聯合大公國
      • 卡達
      • 奈及利亞
      • 南非
      • 其他中東和非洲國家

第6章 競爭情勢

  • 市場集中度
  • 策略趨勢（併購、聯盟、購電協議）
  • 市場佔有率分析（主要公司的市場排名和佔有率）
  • 公司簡介
    • Saudi Aramco
    • Exxon Mobil Corporation
    • Shell plc
    • BP plc
    • TotalEnergies SE
    • Chevron Corporation
    • PetroChina（CNPC）
    • CNOOC Ltd
    • Equinor ASA
    • Petrobras
    • ConocoPhillips
    • ENI SpA
    • Suncor Energy
    • Occidental Petroleum
    • Woodside Energy
    • Lukoil PJSC
    • ONGC
    • Cairn Oil & Gas（Vedanta）
    • QatarEnergy
    • SLB（Schlumberger）
    • Halliburton

第7章 市場機會與未來展望

簡介目錄
Product Code: 57110

According to Mordor Intelligence, the oil and gas cAPEX market size is estimated at USD 680.85 billion in 2026, and is expected to reach USD 830.62 billion by 2031, at a CAGR of 4.06% during the forecast period (2026-2031).

Oil And Gas CAPEX - Market - IMG1

This report is Segmented by Sector (Upstream, Midstream, and Downstream), Location (Onshore and Offshore), Service (Construction, Maintenance and Turn-Around, and Decommissioning), and Geography (North America, Europe, Asia-Pacific, South America, and Middle East and Africa). The Market Sizes and Forecasts are Provided in Terms of Value (USD).

Global Oil And Gas CAPEX Market Trends and Insights

Increasing LNG-Ready Gas Infrastructure Build-Out

IEA tracks 290 billion cubic meters per year of new liquefaction capacity slated for 2025-2030, underpinning a wave of midstream investment. ExxonMobil recommitted USD 30 billion to restart Mozambique LNG in 2026, while Woodside approved a USD 17.5 billion Louisiana export facility expected online in 2029. Asian buyers continue to sign 15-20-year offtake agreements, de-risking project finance and enabling debt-to-equity ratios above 70:30. Lake Charles LNG reached mechanical completion in late 2025, adding 16.5 million tonnes per annum (mtpa) of nameplate capacity. Similar milestones at Plaquemines LNG tighten global supply-demand balances and sustain construction backlogs through decade-end.

Rising Deep-Water Discoveries Driving FIDs

Projects in water depths beyond 1,500 meters received FIDs covering 15 billion barrels of recoverable reserves during 2024-2025. Petrobras sanctioned Buzios 11 and Atapu 3 FPSOs, each rated for 180,000 barrels per day, leveraging standardized hulls that cut fabrication time by 18 months. Shell advanced Sparta in the US Gulf of Mexico at a USD 35 per barrel breakeven, and BP approved Kaskida using subsea boosting to extend plateau production by five years. TotalEnergies' Kaminho project in Angola integrates subsea-to-shore power, eliminating platform-generator emissions. Guyana's Whiptail and Hammerhead FPSOs will lift national capacity beyond 1.2 million barrels per day by 2027.

Volatility in Dated Brent Discouraging Long-Cycle Projects

Brent traded between USD 70 and USD 95 per barrel across 2024-2025, below breakevens for many frontier deepwater prospects, leading operators to defer 8-10 billion barrels of potential resources. Drilling costs above USD 150 million per well and 6-8-year timelines deter FIDs when forward curves flatten. Independent E&P companies saw borrowing costs rise by up to 200 basis points, pushing hurdle rates to 15-18% IRR. Capital is shifting to short-cycle shale and brownfield upgrades, potentially constraining global supply in the early 2030s if sanctioning does not rebound.

Other drivers and restraints analyzed in the detailed report include:

  1. NOC Upstream Spending Rebound in Middle East & Asia
  2. Surge in Maintenance CAPEX to Decarbonize Brownfields
  3. ESG-Linked Debt Covenants Capping Fossil CAPEX Ceilings

For complete list of drivers and restraints, kindly check the Table Of Contents.

Segment Analysis

Upstream captured a 73.24% share in 2025, and the CAPEX oil & gas market size for this segment is forecast to grow at a 4.12% CAGR through 2031. Deepwater FIDs totaling 15 billion barrels in 2024 across Brazil, the US Gulf of Mexico, Angola, and Guyana capitalize on standardized FPSO and subsea systems that reduce per-barrel costs. National oil companies are sustaining high spend levels, with Saudi Aramco, PetroChina, and CNOOC together exceeding USD 130 billion in combined upstream budgets during 2024.

Digital-twin platforms deliver 30-40% reductions in cost overruns, freeing capital for parallel projects and shortening schedules by up to 18 months. Midstream investment remains steady as hydrogen-ready pipelines and carbon-capture hubs secure US Department of Energy support. Downstream complexes in Asia and the Middle East integrate refining and petrochemicals to improve margins by 15-20% in response to declining OECD gasoline demand.

Complete Report Scope:

  • By Sector
    • Upstream
    • Midstream
    • Downstream
  • By Location
    • Onshore
    • Offshore
  • By Asset Type
    • Construction
    • Maintenance and Turn-around
    • Decommissioning
  • By Geography
    • North America
      • United States
      • Canada
      • Mexico
    • Europe
      • Norway
      • United Kingdom
      • Russia
      • Netherlands
      • Germany
      • Rest of Europe
    • Asia Pacific
      • China
      • India
      • Japan
      • South Korea
      • ASEAN Countries
      • Australia
      • Rest of Asia Pacific
    • South America
      • Brazil
      • Argentina
      • Colombia
      • Rest of South America
    • Middle East and Africa
      • Saudi Arabia
      • United Arab Emirates
      • Qatar
      • Nigeria
      • South Africa
      • Rest of Middle East and Africa

Geography Analysis

Asia-Pacific captured 29.36% of 2025 spending, and the CAPEX oil & gas market size in the region is forecast to grow at a 4.83% CAGR to 2031. PetroChina's USD 60 billion annual budget and CNOOC's USD 13-14 billion offshore program underpin tight-gas and condensate growth targets. India's ONGC invests USD 8.6 billion in Krishna-Godavari assets and plans 10 mtpa of new regasification capacity by 2030. Woodside's Scarborough and Browse LNG projects add 13 mtpa of capacity, while Papua New Guinea and Vietnam develop integrated gas-to-power schemes.

North America and Europe together accounted for roughly 35% of 2025 CAPEX but recorded slower growth as institutional capital pivots toward renewables. The United States maintains leadership through 12,000 Permian wells and 27.5 mtpa of new LNG capacity at Woodside, Louisiana, and Lake Charles. Canada's USD 12 billion oil-sands expansions prioritize 30-year SAGD projects. European majors trimmed oil and gas CAPEX 12% in 2025 to fund offshore wind and batteries, yet Equinor sanctioned Johan Castberg, showing selective approval for high-return Norwegian Barents projects.

The Middle East and Africa hold near-25% of global spending. Saudi Aramco's USD 50 billion program boosts unconventional and offshore capacity, while QatarEnergy's North Field expansion adds 48 mtpa of LNG by 2027. Angola's Kaminho and Brazil's Buzios 11 demonstrate deepwater momentum, complemented by Guyana's additional FPSOs raising capacity above 1.2 million barrels per day.

  1. Saudi Aramco
  2. Exxon Mobil Corporation
  3. Shell plc
  4. BP plc
  5. TotalEnergies SE
  6. Chevron Corporation
  7. PetroChina (CNPC)
  8. CNOOC Ltd
  9. Equinor ASA
  10. Petrobras
  11. ConocoPhillips
  12. ENI SpA
  13. Suncor Energy
  14. Occidental Petroleum
  15. Woodside Energy
  16. Lukoil PJSC
  17. ONGC
  18. Cairn Oil & Gas (Vedanta)
  19. QatarEnergy
  20. SLB (Schlumberger)
  21. Halliburton

Additional Benefits:

  • The market estimate (ME) sheet in Excel format
  • 3 months of analyst support

TABLE OF CONTENTS

1 Introduction

  • 1.1 Study Assumptions & Market Definition
  • 1.2 Scope of the Study

2 Research Methodology

3 Executive Summary

4 Market Landscape

  • 4.1 Market Overview
  • 4.2 Market Drivers
    • 4.2.1 Increasing LNG-ready gas infrastructure build-out
    • 4.2.2 Rising deep-water discoveries driving FIDs
    • 4.2.3 NOC upstream spending rebound in Middle East & Asia
    • 4.2.4 Surge in "maintenance CAPEX" to decarbonise brownfields
    • 4.2.5 Digital twin roll-outs cutting project overruns
    • 4.2.6 Sub-1 MW modular FLNG attracting small-field sanctioning
  • 4.3 Market Restraints
    • 4.3.1 Volatility in Dated Brent discouraging long-cycle projects
    • 4.3.2 Policy pivots toward renewables in OECD
    • 4.3.3 Scarcity-pricing of Tier-1 EPC labour elevating costs
    • 4.3.4 ESG-linked debt covenants capping fossil CAPEX ceilings
  • 4.4 Supply-Chain Analysis
  • 4.5 Regulatory Landscape
  • 4.6 Technological Outlook
  • 4.7 Crude-Oil Production and Consumption Outlook
  • 4.8 Natural-Gas Production and Consumption Outlook
  • 4.9 Installed Pipeline Capacity Analysis
  • 4.10 Unconventional Resources CAPEX Outlook (tight oil, oil sands, deep-water)
  • 4.11 Porter's Five Forces
    • 4.11.1 Bargaining Power of Suppliers
    • 4.11.2 Bargaining Power of Buyers
    • 4.11.3 Threat of New Entrants
    • 4.11.4 Threat of Substitutes
    • 4.11.5 Intensity of Rivalry

5 Market Size & Growth Forecasts

  • 5.1 By Sector
    • 5.1.1 Upstream
    • 5.1.2 Midstream
    • 5.1.3 Downstream
  • 5.2 By Location
    • 5.2.1 Onshore
    • 5.2.2 Offshore
  • 5.3 By Asset Type
    • 5.3.1 Construction
    • 5.3.2 Maintenance and Turn-around
    • 5.3.3 Decommissioning
  • 5.4 By Geography
    • 5.4.1 North America
      • 5.4.1.1 United States
      • 5.4.1.2 Canada
      • 5.4.1.3 Mexico
    • 5.4.2 Europe
      • 5.4.2.1 Norway
      • 5.4.2.2 United Kingdom
      • 5.4.2.3 Russia
      • 5.4.2.4 Netherlands
      • 5.4.2.5 Germany
      • 5.4.2.6 Rest of Europe
    • 5.4.3 Asia Pacific
      • 5.4.3.1 China
      • 5.4.3.2 India
      • 5.4.3.3 Japan
      • 5.4.3.4 South Korea
      • 5.4.3.5 ASEAN Countries
      • 5.4.3.6 Australia
      • 5.4.3.7 Rest of Asia Pacific
    • 5.4.4 South America
      • 5.4.4.1 Brazil
      • 5.4.4.2 Argentina
      • 5.4.4.3 Colombia
      • 5.4.4.4 Rest of South America
    • 5.4.5 Middle East and Africa
      • 5.4.5.1 Saudi Arabia
      • 5.4.5.2 United Arab Emirates
      • 5.4.5.3 Qatar
      • 5.4.5.4 Nigeria
      • 5.4.5.5 South Africa
      • 5.4.5.6 Rest of Middle East and Africa

6 Competitive Landscape

  • 6.1 Market Concentration
  • 6.2 Strategic Moves (M&A, Partnerships, PPAs)
  • 6.3 Market Share Analysis (Market Rank/Share for key companies)
  • 6.4 Company Profiles (includes Global level Overview, Market level overview, Core Segments, Financials as available, Strategic Information, Products & Services, and Recent Developments)
    • 6.4.1 Saudi Aramco
    • 6.4.2 Exxon Mobil Corporation
    • 6.4.3 Shell plc
    • 6.4.4 BP plc
    • 6.4.5 TotalEnergies SE
    • 6.4.6 Chevron Corporation
    • 6.4.7 PetroChina (CNPC)
    • 6.4.8 CNOOC Ltd
    • 6.4.9 Equinor ASA
    • 6.4.10 Petrobras
    • 6.4.11 ConocoPhillips
    • 6.4.12 ENI SpA
    • 6.4.13 Suncor Energy
    • 6.4.14 Occidental Petroleum
    • 6.4.15 Woodside Energy
    • 6.4.16 Lukoil PJSC
    • 6.4.17 ONGC
    • 6.4.18 Cairn Oil & Gas (Vedanta)
    • 6.4.19 QatarEnergy
    • 6.4.20 SLB (Schlumberger)
    • 6.4.21 Halliburton

7 Market Opportunities & Future Outlook

  • 7.1 White-space & Unmet-Need Assessment