报告概述

到 2034 年，全球 FPSO 市场规模预计将从 2024 年的198 亿美元增长到588 亿美元左右，复合年增长率为 11.5%在 2025 年至 2034 年的预测期内，中东和非洲 (MEA) 占据主导市场地位，占据超过 48.90% 份额，收入96 亿美元。

浮式生产储卸油 (FPSO) 装置是船形设施，从海底井接收碳氢化合物，加工它们装载并储存稳定原油以供出口。它们位于海上价值链的中心：近年来海上油田生产了全球约30%的石油和27%的天然气，这突显了浮动式和固定式海上系统对于供应安全的重要性。

工业景观主要集中在巴西盐下、西非和亚洲部分地区等深水地区。巴西国家石油公司 (Petrobras) 报告称，在 Sepetiba、Almirante Barroso 和 Anita Garibaldi 等新 FPSO 的支持下，盐下石油产量到 2024 年将达到每天 181.3 万桶。 24 年第一季度，巴西国家石油公司的石油、液化天然气和天然气总产量平均每天2,776千桶油当量，同比增长3.7%，多艘 FPSO 的增产被认为是主要驱动力。在供应方面，领先的租赁公司也展示了规模：SBM Offshore 在其 2024 年年度报告中报告称，全球运营着由15 艘 FPSO 和 1 艘半潜式平台组成的船队。

从结构上看，现有油田的衰退和向更复杂的海上油藏的转变支撑了 FPSO 的需求。 IEA 最近的油田递减研究发现，深海油田每年递减约 10.3%，而同期为 4.2%每年陆上油田。该分析借鉴了全球大约15,000个油气田的生产记录，强调了对新上游项目的持续需求，其中许多项目将位于海上，因此与 FPSO 相关。即使在能源系统转型之际，IEA 预计 2025 年能源投资总额将达到3.3 万亿美元，其中 1.1 万亿美元仍流向石油、天然气和煤炭，同时美元流向清洁能源和相关技术。

近期动态受到资本纪律的影响。 IEA 预计 2025 年上游石油支出总体将下降6%，降至约5350 亿美元，而能源投资范围则在3.3 万亿美元的范围内。对于 FPSO 承包商和造船厂来说，这强化了“更少、更大、资本更密集的项目”情景，有利于具有长寿命储量和有竞争力的盈亏平衡的深水枢纽。

主要要点

• FPSO 市场预计到 2034 年，其价值将达到588 亿美元左右，而 2024 年将达到198 亿美元，复合年增长率为11.5%。
• Deep Water 占据市场主导地位，占据超过 52.7% 的份额。
• 1-2 MMBBL 占据市场主导地位，占据超过 56.9% 的份额。
• Converted 占据市场主导地位，占据超过 56.9% 的份额。 66.2% 份额。
• Double Hull 占据主导市场地位，占据超过 69.7% 份额。
• 承包商所有 占据主导市场地位，占据超过 66.6% 份额。
• 中东和非洲 (MEA) 地区占FPSO 市场的主导份额，占 48.90% 相当于约96亿美元。

通过水深分析

深水公司在海上项目投资不断增加的支持下，以 52.7% 的份额引领 FPSO 市场。

2024 年，深水公司由于运营商继续专注于常规平台不可行的大型海上储量，水务占据了市场主导地位，占据了52.7％以上的份额。西非和巴西等地区深水勘探计划的扩大支持了这一主导地位，因为这些地区的生产系统是由更高的储层潜力和长期产量稳定性驱动的。深水 FPSO 装置的偏好得到加强，因为这些系统减少了对固定基础设施的依赖，并在整个现场生命周期中提供灵活的部署。

2025 年，对深水 FPSO 的需求预计将保持稳定随着新油田开发走向最终投资决策。全球海上支出的稳步增长鼓励运营商优先考虑更深盆地的浮式生产解决方案，这些盆地技术具有挑战性的环境需要强大且适应性强的生产资产。向最大限度地提高偏远水库采收率的持续转变进一步加强了深水 FPSO 的作用，该领域继续受益于支持更安全、更高效运营的海底技术的改进。

根据存储容量分析

1-2 MMBBL 占主导地位，占 56.9%，因为运营商更喜欢中型存储进行操作

2024 年，1-2 个 MMBBL 占据了市场主导地位，占据了56.9%以上的份额，因为该存储带因其船上库存和船舶经济性之间的平衡而受到青睐。 1-2 MMBBL 容量范围是最有利的红色是因为它允许持续的出口灵活性，同时避免超大型存储单元的更高资本和系泊需求。部署是由棕地升级和新开发项目推动的，其中水库产量和出口节奏与中型储罐尺寸相匹配；因此，FPSO 设计经过优化，将处理能力与 1-2 MMBBL 存储相结合，以减少卸载频率并提高正常运行时间。

2025 年，该细分市场继续在项目规划中占据优先地位，因为运营商寻求在存储效率和资本强度之间提供务实权衡的解决方案，并且工程工作集中于改善该容量级别的货物处理和稳定性。

按施工类型分析

改装型 FPSO 占据主导地位，占 66.2%，因为运营商更喜欢更快的交付和较低的前期成本。

2024 年，改装型 占据主导市场地位随着现有油轮和穿梭船越来越多地重新调整用途以满足近期生产需求并减少资本支出，占据了超过66.2％的份额。选择转换路线是因为项目进度缩短了，相对于新建船成本降低了，并且经过验证的船体可以在有限的交付时间内满足加工和存储要求。改造项目得到了改造实践的支持，提高了安全性和生产能力，同时避免了新建筑所需的扩展场地槽位。到 2025 年，预计棕地开发和快速绿地项目将继续青睐改装装置，这些项目优先考虑首次石油的时间，工程工作集中于优化改装船体的上部布局和生命周期维护计划。

按船体类型分析

双壳领先，占 69.7%由于更强的溢漏防护和监管偏好。

2024 年，双壳 占据了市场主导地位，占据了超过 69.7% 的份额，因为运营商和监管机构青睐能够提供更好的环境保护和结构冗余的船体设计。这种采用是由更严格的安全标准以及对减少碰撞或搁浅期间碳氢化合物释放风险的设计的偏好推动的。还鼓励选择双壳 FPSO，因为改造和新建项目加强了货物和压载舱的隔离，简化了泄漏检测和维护。到 2025 年，双壳结构继续在采购和现场开发计划中得到优先考虑，项目团队和船级社在选择船体类型时强调生命周期完整性并减少环境责任。

按所有权分析

承包商拥有的市场占主导地位，占 66.6%，因为承包商承担资产和运营责任。

2024 年，承包商拥有的占据了市场主导地位，占据了超过66.6%的份额。这种偏好是由于将施工、调试和运营风险转移给专业承包商而推动的，从而使运营商能够保持资产负债表的灵活性并加快项目进度。在这种模式下，融资和长期运营经常与工程和安装服务捆绑在一起，这减轻了东道公司的负担，并简化了现场启动期间的决策。 2025 年，承包商拥有的安排继续受到棕地回接和快速开发的青睐，采购策略的制定旨在利用承包商提供综合资产生命周期服务的能力，同时保持可预测的运营支出。

主要细分市场

按水深划分

• 浅水
• 深水
• 超深水

按存储容量划分

• 小于1 MMBBL
• 1-2 MMBBL
• 超过 2 个 MMBBL

按建造类型

• 改装
• 新建

按船体类型

• 单船体
• 双船体

按所有权

• 运营商所有
• 承包商所有

新兴趋势

可持续性和低排放FPSO成为新常态

重塑全球浮式生产储卸油的主要趋势当今的 FPSO 行业正在大力转向低排放、环保的 FPSO 设计，以减少火炬燃烧和碳排放。随着全球石油和天然气生产商减少温室气体排放的压力越来越大，运营商和造船商越来越多地采用技术例如，2025 年全球海上石油和天然气生产报告强调，与传统的燃气轮机动力作业相比，先进的海上平台（包括 FPSO）电气化可以在某些关键盆地减少高达 95% 的二氧化碳排放量。与此同时，全球数据显示迫切需要采取此类措施：世界银行最近的一项评估显示，2024 年全球天然气燃烧量将达到 1510 亿立方米 (bcm)，高于 2023 年的148 bcm，这是 2007 年以来的最高水平。这一统计数据既强调了环境负担，也强调了对清洁海上作业的重新推动。

• 根据国际能源署的数据(IEA)预计，2025年全球能源投资总额将达到3.3万亿美元，其中只有1.1万亿美元流向化石燃料（石油、天然气、煤炭），而2.2万亿美元流向可再生能源、效率、电气化和低排放技术。

这种不平衡向石油和天然气运营商发出了明确的信号——为了保持竞争力和财务价值，新的海上项目必须越来越多地体现环境责任。因此，下一代 FPSO 在设计时从一开始就考虑到了碳管理。

对于运营商来说，这种转变具有双重好处——持续获取离岸资源（包括深水油田），同时减少环境足迹并与全球气候目标保持一致。它还有助于保障在对排放和环境影响日益敏感的地区运营的社会许可。据 W 称，仅 2024 年，火炬燃烧就产生了约 3.89 亿吨二氧化碳当量排放，其中包括很大一部分未燃烧的甲烷。世界银行的全球天然气火炬燃烧追踪系统显示，过渡到低排放 FPSO 不再是可有可无的 — 它正在迅速成为一项基本要求。

驱动因素

深水石油产量的上升推动全球 FPSO 需求

浮式生产储油卸油 (FPSO) 系统最强大的驱动因素之一是海上石油开采的快速转移石油生产向深水和超深水领域发展。世界上许多新发现的石油都位于远离海岸的水深处，固定平台在技术上困难且昂贵。 FPSO 提供了灵活的解决方案，因为它们可以在超过 2,000 米的水深中运行，可以在油田枯竭后重新安置，并减少对长出口管道的需求。这种技术适应性使 FPSO 成为现代海上开发的首选生产系统。

• 根据国际能源署 (IEA) 的数据，海上油田的贡献约为占全球石油产量的30%，其中深水油田在新增产能中所占比例越来越大。 IEA的油田递减分析还显示，深海油田平均每年递减率约为10.3%，远高于陆上油田。

巴西是这一趋势最明显的例子。政府控制的巴西国家石油公司 (Petrobras) 报告称，盐下产量到 2024 年将达到每天 180 万桶，这主要是由基于 FPSO 的开发推动的。 Almirante Barroso 和 Sepetiba 等新型 FPSO 的设计每天可单独处理超过 150,000 桶，这突显了单艘船舶现在如何充当大型海上枢纽而不是边际资产。巴西矿业和能源部继续将盐下开发作为国家能源和收入战略的优先事项，从而增强了 FPSO 的长期需求。

新兴离岸地区的政府政策是另一个因素。重要的催化剂。尼日利亚、圭亚那和安哥拉等国家正在通过许可轮次和本地内容框架积极鼓励离岸投资。尼日利亚的海上能源产业内容政策要求国内更高的参与度，旨在从海上开发中保留更多价值。这些政策通过加快项目审批和鼓励长期海上生产系统而不是短期回扣来间接支持 FPSO 部署。

全球能源投资数据进一步支持了这一驱动因素。 IEA 预计 2025 年能源投资总额约为 3.3 万亿美元，其中约 1.1 万亿美元仍分配给石油、天然气和煤炭供应，以满足近期能源安全需求。海上深水项目由于储量规模大、高原生产周期长，仍然是最具竞争力的油源之一，这两者都支持基于FPSO的开发理念。

限制

高昂的资本成本和较长的项目工期限制了 FPSO 的采用

浮式生产储卸油 (FPSO) 项目最重要的限制因素之一是其前期资本成本非常高，而且开发时间较长。 FPSO 不是标准船舶；它是一座复杂的海上工业工厂，可在恶劣的海洋条件下连续运行 20-25 年。设计、改造或建造 FPSO 需要先进的造船厂、专业设备和较长的工程周期，这大大增加了运营商和政府的项目风险和财务风险。

值得信赖的行业消息来源表明这些资产的成本有多高。 Offshore Energy 和路透社报道称，用于深水油田的单个大型 FPSO 的成本通常在15 亿美元到25 亿美元之间，具体取决于处理能力、水深和当地含量要求。在在某些超深水情况下，在首次生产石油之前，包括海底设备和油井在内的油田开发总成本可能超过8-100亿美元。这些资本要求限制了 FPSO 的采用仅限于具有较长储备寿命的大型发现。

造船和海上供应链的通货膨胀进一步加剧了成本压力。国际能源署(IEA)强调，由于钢材价格上涨、劳动力市场趋紧以及专用设备供应瓶颈，上游项目成本自2021年以来大幅上升。 IEA 估计，到 2023 年，全球上游石油和天然气投资将达到约 5380 亿美元，但运营商在批准资本密集型海上项目时变得更加挑剔，以保护回报。

漫长的建设和整合时间表又增加了另一个限制。建造或改造 FPSO 通常需要30 至 48 个月，不包括海底安装关系和钻探活动。船厂交付、上部设施整合或调试的任何延误都会直接推迟首油，增加利息成本并降低项目净现值。巴西政府此前的审计表明，海上项目的延误每年可能给运营商带来数亿美元的递延收入损失，这增强了人们对新的 FPSO 制裁的谨慎态度。

能源转型政策也会影响长期风险认知。尽管石油需求依然巨大，但各国政府正在加速低碳投资。 IEA 预计，到 2025 年，全球清洁能源投资将达到2.2 万亿美元，而化石燃料投资约为1.1 万亿美元。这种日益严重的不平衡引起了贷款人和资产所有者对长期离岸资产的担忧，这些资产可能会在 2040 年至 2050 年之后运营，而在此期间，需求不确定性会增加。

机遇

新 Deepwate新兴近海地区的发现为 FPSO 创造了强劲的增长机会

浮式生产储卸油 (FPSO) 系统最强劲的增长机会之一来自于新兴近海地区的一波新的深水发现，特别是南美和西非。这些地区正在寻找远离海岸的大型油气藏，FPSO 在这些地区提供最快、最经济的生产解决方案。与固定平台不同，FPSO可以部署在2000米以上的水深，船上储存原油，并将石油直接出口到油轮，这使其成为基础设施有限的前沿近海盆地的理想选择。

圭亚那作为旗舰增长市场脱颖而出。根据圭亚那政府和运营商披露的信息，Stabroek 区块的海上发现量超过 110 亿桶石油当量，是近几十年来全球最大的海上发现之一。周边生产的国家220,000 至 250,000 桶桶，从而为新船创造持续的长期需求。

巴西仍然是另一个主要机遇驱动因素。巴西国家石油公司报告称，盐下地区蕴藏的石油生产率高、提升成本低，支持长寿命的海上项目。 2024年，盐下产量达到约180万桶/日，占巴西石油总产量的一半以上。 Petrobras 的战略计划强调在本世纪末继续部署大型 FPSO，以将日产量维持在270 万桶石油当量以上。

政府的支持进一步增强了这一机会。巴西矿业和能源部继续优先考虑海洋渔业通过许可轮次和基础设施规划进行矿石开发。同样，安哥拉和尼日利亚等西非政府正在提供新的离岸区块，并改善财政条件以吸引外国投资。尼日利亚的海上许可框架和本地内容政策鼓励长期海上设施，间接支持基于 FPSO 的油田开发。

区域见解

由于集中的深水开发和不断增长的 FPSO 投资，中东和非洲占据主导地位，占 48.9% 和 96 亿美元。

到2024年，中东和非洲(MEA)地区占据FPSO市场的主导份额，占48.90%，相当于约96亿美元，因为该地区成熟的盆地和新批准的开发项目支持了对浮式生产和存储解决方案的强劲需求。这种统治地位是由巢穴支撑的西非的项目管道以及整个海湾设施的持续升级和改造活动，共同维持了堆场和承包商产能的高利用率。

棕地寿命延长项目和绿地深水发现相结合推动了投资，这些项目有利于在固定平台不经济的情况下部署 FPSO；海底回接和不断扩大的出口走廊增强了浮动系统的经济性。

主要地区和国家见解

• 北美
  • 美国
  • 加拿大
• 欧洲
  • 德国
  • 法国
  • 英国
  • 西班牙
  • 意大利
  • 欧洲其他地区
• 亚太地区
  • 中国
  • 日本
  • 韩国
  • 印度
  • 澳大利亚
  • 亚太地区其他地区
• 拉丁语美洲
  • 巴西
  • 墨西哥
  • 拉丁美洲其他地区
• Mi东非和非洲
  • 海湾合作委员会
  • 南非
  • 中东和非洲其他地区

主要参与者分析

巴西石油公司通过广泛的巴西盐下开发和运营单位船队保持了 FPSO 市场的领先地位。 2024 年，该公司加快了桑托斯和布基亚斯油田项目的部署并获得了环境批准，从而实现了 FPSO 的分阶段启动和产能扩张。投资重点是结合新建和改造，以平衡交付时间和成本。运营重点包括生产优化、船厂本地化和生命周期管理，以扩大现场价值，同时保持监管合规性和利益相关者的一致性。

荷兰皇家壳牌公司在西非、北海和选定的深水资产上持续开展多元化的 FPSO 业务，并于 2024 年执行 FPSO 安装和现场回接。该公司致力于减少排放在推进项目最终投资决定和上部结构优化的同时，对新浮动资产采取措施。壳牌强调集成供应链执行、当地利益相关者参与和模块化制造，以降低进度风险。财务规划平衡了近期生产与长期能源转型投资，从而能够继续部署 FPSO，从而提供商业和能源安全效益以及运营弹性。

埃克森美孚扩大了 FPSO 活动规模，尤其是在圭亚那，在 2024 年调试了多个大型 FPSO 并收购了租赁装置以巩固现场运营。该公司推进了后续的 Stabroek 开发，通过分阶段 FPSO 部署提高了生产能力并确保了长期储备。项目执行强调进度纪律、本地雇佣和船舶采购，以降低生命周期成本。资本配置平衡了高价值离岸增长与公司纪律，而运营优先事项则针对生产优化、上部可靠性和伴生气处理一体化，以最大限度地提高油田采收率。

主要参与者展望

• 巴西石油公司
• 中海油
• 荷兰皇家壳牌
• 雪佛龙
• 埃克森美孚
• BP
• Equinor
• Woodside能源
• Aker Solutions
• Dana Petroleum Limited
• Vår Energi

近期行业发展

2024 年 12 月，埃克森美孚取得了 Liza Destiny 的所有权 - 支付约 5.35 亿美元从其前任收购人手中收购了该公司出租人。与此同时，为即将到来的开发项目正在进行额外的 FPSO 建设，旨在进一步提高未来几年的产量。

2024 年壳牌报告了集团层面的数据（例如 165 亿美元的收入、196 亿美元的调整后收益、5800 万吨二氧化碳排放量、净碳强度 71 gCO2e/MJ），FPSO 的持续调试支撑了其长期上游战略。