In einem globalisierten Markt ist mit einer Fragmentierung der Leistung zu rechnen – im Pipeline- und Steuerleitungsbereich ist dies ein zentrales Thema.Tatsächlich unterscheidet sich die relative Leistung der Teilsektoren nicht nur je nach geografischer Lage und Marktsegment, sondern auch je nach Wassertiefe, Baumaterial und Umweltbedingungen.Ein wichtiges Beispiel für diese Dynamik ist das je nach geografischer Region erwartete unterschiedliche Niveau des Marktwachstums.Während die traditionellen Flachwassermärkte der Nordsee und des Golfs von Mexiko (GoM) langsam schwinden, erleben die südostasiatischen, brasilianischen und afrikanischen Regionen zunehmend Aufschwung.Es wird jedoch erwartet, dass im kurzfristigen Zyklus auch ein erhebliches Wachstum in den Grenzsektoren des Tiefseenorwegens, des Vereinigten Königreichs westlich der Shetlandinseln und des unteren Tertiärtrends im Golf von Mexiko zu verzeichnen ist, wobei die tieferen, raueren und abgelegeneren Gewässer die Aktivität vorantreiben diese Regionen.In diesem Bericht berichten Luke Davis und Gregory Brown von Infield Systems über den aktuellen Stand der Rohr- und Steuerleitungsmärkte und darüber, was Branchenbeobachter in einem Übergangsmarktzyklus erwarten können.
Marktaussichten
Infield Systems prognostiziert, dass sich die Ausgaben für Pipelines und Kontrollleitungen in den nächsten fünf Jahren auf nahezu 270 Milliarden US-Dollar belaufen werden, was fast 80.000 km Leitungen entspricht, von denen 56.000 km Pipelines und 24.000 km Kontrollleitungen sein werden.Zusammengenommen dürften diese beiden Sektoren nach einem deutlichen Abschwung zwischen den Höchstständen von Anfang 2008 und den Tiefstständen von 2009 und 2010 ein hohes Wachstumsniveau verzeichnen. Trotz dieser allgemeinen Wachstumserwartung ist es jedoch wichtig, wichtige geografische Unterschiede zu beachten Performance, da die Schwellenmärkte beginnen, die traditionellen Aktivitätsgebiete zu übertreffen.
Während die Investitionsausgaben in den reiferen Regionen in naher Zukunft voraussichtlich wieder ansteigen werden, ist das längerfristige Wachstum im Vergleich zu einigen Schwellenländern vergleichsweise bescheiden.Tatsächlich haben die jüngsten Ereignisse in Nordamerika, darunter die Folgen der Finanzkrise, die Macondo-Tragödie und die Konkurrenz durch Onshore-Schiefergas, dazu geführt, dass die E&A-Aktivitäten im Flachwasser und damit die Plattform- und Pipelineinstallationen in der Region zurückgegangen sind.Ein ähnliches Bild hat sich in der britischen Nordsee ergeben – allerdings ist der schwächelnde Markt hier eher auf Änderungen im Steuersystem der Region und Schwierigkeiten bei der Kreditbeschaffung zurückzuführen – eine Situation, die durch die Staatsschuldenkrise in der Eurozone noch verschärft wurde.
Während diese beiden traditionellen Flachwasserregionen jedoch stagnieren, erwartet Infield Systems ein erhebliches Wachstum in den aufstrebenden Märkten Nordwestaustraliens, Ostafrikas und Teilen Asiens (einschließlich Tiefseeaktivitäten im Südchinesischen Meer und den Offshore-Becken Krishna-Godavari vor Indien). Die Tiefseegebiete Westafrikas, des Golfs von Mexiko und Brasiliens dürften dem Markt langfristig weiterhin erhebliche Impulse verleihen.
Berge versetzen – das Wachstum von Fernleitungen
Während der Trend zu immer tieferen Wasserinstallationen und damit verbundenen SURF-Leitungen weiterhin die Aufmerksamkeit der Branche auf sich ziehen wird, wird erwartet, dass Flachwasserinstallationen in absehbarer Zukunft einen erheblichen Marktanteil behalten werden.Tatsächlich wird prognostiziert, dass im Zeitraum bis 2015 bis zu zwei Drittel der Investitionsausgaben in Entwicklungen in weniger als 500 Metern Wassertiefe fließen werden. Daher werden konventionelle Pipelineinstallationen in Zukunft einen erheblichen Teil der Nachfrage ausmachen – einen erheblichen Teil davon wird voraussichtlich auf Flachwasserentwicklungen vor der Küste Asiens zurückzuführen sein.
Flachwasser-Haupt- und Exportleitungen werden in den kommenden fünf Jahren ein integraler Bestandteil des breiteren Pipelinemarktes sein, da dieser Teilsektor voraussichtlich das stärkste Wachstum verzeichnen wird.Die Aktivitäten in diesem Sektor wurden in der Vergangenheit durch den Druck auf nationale Regierungen und regionale Behörden vorangetrieben, die Energiesicherheit durch die Diversifizierung der Kohlenwasserstoffvorräte zu verbessern.Diese großen Pipelinenetze sind häufig stark von internationalen Beziehungen und makroökonomischen Bedingungen abhängig und können daher im Vergleich zu anderen Marktsektoren unverhältnismäßig stark Verzögerungen und Neubewertungen ausgesetzt sein.
Europa hält mit 42 % der weltweit installierten Gesamtkilometer und voraussichtlich 38 % der Investitionsausgaben bis 2015 den größten Anteil am Offshore-Export- und Fernleitungsmarktsegment. Mehrere hochkarätige und komplexe Projekte befinden sich in der Planungs- und Bauphase, allen voran Nord Die Investitionsausgaben für Stromleitungen, europäische Fernleitungen und Exportleitungen werden sich im Zeitraum 2011–2015 voraussichtlich auf etwa 21.000 Mio. US-Dollar belaufen.
Das 2001 erstmals angekündigte Nord Stream-Projekt verbindet Wyborg in Russland mit Greifswald in Deutschland.Mit einer Länge von 1.224 km ist die Leitung die längste Unterwasserpipeline der Welt.An dem Nord Stream-Projekt waren zahlreiche Auftragnehmer beteiligt, darunter Royal Boskalis Westminster, Tideway, Sumitomo, Saipem, Allseas, Technip und Snamprogetti, die für ein Konsortium arbeiteten, zu dem Gazprom, GDF Suez, Wintershall, Gasunie und E.ON Ruhrgas gehörten.Im November 2011 gab das Konsortium bekannt, dass die erste von zwei Leitungen an das europäische Gasnetz angeschlossen wurde.Nach seiner Fertigstellung wird erwartet, dass das riesige Doppelpipeline-Projekt den energiehungrigen europäischen Markt in den nächsten 50 Jahren mit 55 Milliarden Kubikmetern Gas (was etwa 18 % des nordwesteuropäischen Verbrauchs im Jahr 2010 entspricht) pro Jahr versorgen wird.Abgesehen von Nord Stream wird erwartet, dass die Investitionen in den Fern- und Exportleitungsmarkt auch in ganz Asien deutlich zunehmen werden, nämlich von 4.000 Mio. US-Dollar im historischen Zeitraum 2006–2010 auf fast 6.800 Mio. US-Dollar im Jahr 2015. Fern- und Exportleitungen in der Region sind ein Hinweis auf das erwartete Wachstum der Energienachfrage in ganz Asien.
Nord Stream umfasst die logistischen, politischen und technischen Komplexitäten, die mit der Entwicklung großer Fernleitungen verbunden sind.Tatsächlich wurde das Entwicklungskonsortium über die technischen Schwierigkeiten hinaus, die mit dem Bau von zwei 1.224 km langen Pipelines verbunden waren, mit der Bewältigung der politischen Auswirkungen der Verlegung einer Leitung durch die Hoheitsgewässer Russlands, Finnlands, Schwedens, Dänemarks und Deutschlands sowie der Erfüllung der Anforderungen der Pipelines beauftragt betroffene Staaten Lettland, Litauen, Estland und Polen.Es dauerte fast neun Jahre, bis das Projekt die Genehmigung erhielt, und als die Genehmigung schließlich im Februar 2010 einging, begannen die Arbeiten zügig im April desselben Jahres.Die Verlegung der Nord Stream-Pipeline soll im dritten Quartal 2012 abgeschlossen sein. Mit der Inbetriebnahme der zweiten Leitung endet eine der beständigsten Geschichten in der Entwicklung der Exportinfrastruktur.Die Trans-ASEAN-Pipeline ist ein mögliches Fernleitungsprojekt, das durch Asien verlaufen und so die beträchtlichen Kohlenwasserstoffvorräte Südostasiens auf weniger ressourcenreiche Gebiete ausdehnen würde.
Dieses hohe Aktivitätsniveau ist zwar ermutigend, stellt jedoch keinen nachhaltigen langfristigen Trend dar, sondern ist vielmehr ein Hinweis auf diesen besonderen Marktzyklus.Über das kurzfristige Wachstum der osteuropäischen Aktivitäten hinaus stellt Infield Systems nach 2018 eine geringe Nachfrage fest, da es sich bei diesen Entwicklungen eher um einmalige Projekte handelt und Infield Systems davon ausgeht, dass die künftigen Aktivitäten, sobald sie umgesetzt sind, von Verbindungslinien und nicht von zusätzlichen großen Exportlinien vorangetrieben werden .
Surfen – ein längerfristiger Trend
Angetrieben durch schwimmende Produktion und Unterwassertechnologien ist der globale Tiefseemarkt wahrscheinlich der am schnellsten wachsende Sektor der Offshore-Öl- und Gasindustrie.Da viele Küsten- und Flachwasserregionen mit einem Produktionsrückgang konfrontiert sind und NOCs die Kontrolle über produktive ressourcenreiche Regionen wie den Nahen Osten haben, versuchen Betreiber zunehmend, Reserven in Grenzregionen zu erkunden und zu erschließen.Dies geschieht nicht nur in den drei „Schwergewichts“-Tiefseeregionen – GoM, Westafrika und Brasilien –, sondern auch in Asien, Australasien und Europa.
Für den SURF-Markt dürfte ein solch klarer und deutlicher Trend hin zu immer tieferen E&P-Aktivitäten zu einem beträchtlichen Marktwachstum im folgenden Jahrzehnt und darüber hinaus führen.Tatsächlich prognostiziert Infield Systems für 2012 ein robustes Wachstum, da IOCs ihre umfangreichen Tiefseereserven in Westafrika und der US-Regierung weiter ausbauen, während Petrobras die Entwicklung der Vorsalzreserven Brasiliens vorantreibt.
Wie Abbildung 3 unten zeigt, gibt es eine Polarisierung der Marktleistung zwischen den Flachwasser- und Tiefwasser-SURF-Märkten.Während erwartet wird, dass der Flachwassermarkt kurzfristig ein moderates Wachstum verzeichnen wird, ist der längerfristige Trend nicht so positiv.In den tieferen Gewässern ist die Aktivität jedoch weitaus robuster, da der Gesamtinvestitionsaufwand zwischen 2006-2010 und 2011-2015 voraussichtlich um bis zu 56 % steigen wird.
Während Tiefseeentwicklungen im letzten Jahrzehnt zweifellos der wichtigste Wachstumsmotor für den SURF-Markt waren, wird die weitere Erschließung abgelegener Öl- und Gasfelder das Feuer noch weiter anheizen.Insbesondere Unterwasser-Zurückbindungen über große Entfernungen werden zu einem immer häufiger vorkommenden Feldentwicklungsszenario, da die Forschungs- und Entwicklungsarbeit von Betreibern und ihren Auftragnehmern beginnt, diese technisch anspruchsvollen Projekte realisierbarer zu machen.Zu den jüngsten hochkarätigen Projekten gehören das Ormen-Lange-Projekt von Statoil und Shell vor der Küste Norwegens und das Laggan-Projekt von Total vor der Küste des Vereinigten Königreichs in der Region westlich der Shetlandinseln.Ersteres ist der weltweit längste Tiefsee-zu-Küsten-Rückzug, der derzeit produziert, während letzteres diesen Rekord brechen und den Atlantikrand nach seiner Inbetriebnahme im Jahr 2014 für weitere E&P-Aktivitäten öffnen wird.
Ein weiteres wichtiges Beispiel für diesen Trend ist die Entwicklung des Tiefsee-Jansz-Feldes vor der Küste Australiens.Jansz ist Teil des Greater Gorgon-Projekts, das laut Chevron das größte Ressourcenprojekt in der Geschichte Australiens sein wird.Das Projekt umfasst die Entwicklung mehrerer Felder, darunter Gorgon und Jansz, die insgesamt über geschätzte Reserven von 40 Tcf verfügen.Der geschätzte Projektwert beträgt 43 Milliarden US-Dollar und die erste Produktion von LNG wird für 2014 erwartet. Das Großgebiet Gorgon liegt zwischen 130 km und 200 km vor der Küste Nordwestaustraliens.Die Felder werden durch eine 70 km lange 38-Zoll-Unterseepipeline und eine 180 km lange 38-Zoll-Unterseepipeline mit einer LNG-Anlage auf Barrow Island verbunden.Von Barrow Island aus wird eine 90 km lange Pipeline die Anlage mit dem australischen Festland verbinden.
Während SURF-Entwicklungen wie jene in den anspruchsvolleren Teilen der Nordsee, in Brasilien, Westafrika, der GoM, Asien und Nordwestaustralien den Markt heute antreiben, dürften ermutigende E&A-Ergebnisse in Ostafrika später für zusätzliches Wachstum sorgen.Tatsächlich haben jüngste Explorationserfolge wie die bei Windjammer, Barquentine und Lagosta dazu geführt, dass die entdeckten Volumina die Schwelle (10 Tcf) für eine LNG-Anlage überschreiten.Ostafrika und insbesondere Mosambik werden mittlerweile als das Australien von morgen angepriesen.Anadarko, Betreiber von Windjammer, Barquentine und Lagosta, plant, diese Reserven über eine Offshore-Anbindung an eine Onshore-LNG-Anlage zu erschließen.Hinzu kommt nun die Entdeckung von Eni bei Mamba South, die ein mögliches 22,5-Tcf-Projekt bis zum Ende des Jahrzehnts wahrscheinlich macht.
Eine Pipeline voller Möglichkeiten
Das Wachstum in der Pipeline, der Steuerleitung und tatsächlich im gesamten Offshore-Markt dürfte im kommenden Zyklus durch immer tiefergehende, anspruchsvollere und weiter entfernte Projekte gekennzeichnet sein.IOC, NOC und unabhängige Beteiligung dürften einen fruchtbaren Vertragsmarkt sowohl für die großen Auftragnehmer als auch für ihre einheimischen Kollegen schaffen.Solch ein lebhaftes Aktivitätsniveau dürfte die Lieferkette auf lange Sicht erheblich belasten, da der Investitionshunger der Betreiber die Liquidität der Schulden übersteigt, die für Investitionen in die Grundlagen der Versorgung erforderlich sind: Fertigungsanlagen, Installationsschiffe und vielleicht das Wichtigste , Pipeline-Ingenieure.
Während das Gesamtthema Wachstum ein positiver Indikator für die künftige Umsatzgenerierung ist, muss diese Sichtweise durch die Befürchtung gemildert werden, dass die Lieferkette nicht über ausreichende Kapazitäten verfügt, um einen solchen Anstieg zu bewältigen.Nach Ansicht von Infield Systems ist neben dem Zugang zu Krediten, der politischen Instabilität und der bevorstehenden Neufassung der Gesundheits- und Sicherheitsgesetze die größte Bedrohung für das Gesamtwachstum des Marktes der Mangel an qualifizierten Ingenieuren in der Belegschaft.
Branchenakteure sollten sich darüber im Klaren sein, dass trotz einer überzeugenden Wachstumsgeschichte jede zukünftige Aktivität auf den Rohr- und Steuerleitungsmärkten von einer Lieferkette mit ausreichender Größe und Leistungsfähigkeit abhängt, um die von verschiedenen Betreibern geplanten Projekte zu unterstützen.Trotz dieser Befürchtungen steht der Markt am Rande eines besonders spannenden Zyklus.Branchenbeobachter werden Infield Systems in den kommenden Monaten aufmerksam beobachten und eine deutliche Markterholung von den Tiefstständen der Jahre 2009 und 2010 erwarten.
Zeitpunkt der Veröffentlichung: 27. April 2022