Offshore-Feldentwicklungs-Capex erreicht 2026 US$137 Mrd., berichtet Westwood

Veröffentlicht: 6 August 2026

Der globale Capex für die Entwicklung von Offshore-Feldern wird 2026 voraussichtlich US$137 Milliarden erreichen, da die Betreiber an ihren langfristigen Projekten festhalten — Entwicklungen, die typischerweise fünf bis sieben Jahre von der Genehmigung bis zur ersten Produktion dauern, sodass die heutigen Investitionsentscheidungen das Kohlenwasserstoffangebot bis weit in die 2030er-Jahre prägen werden — so die jüngste Einschätzung von Westwood Global Energy Group.

Trotz geopolitischer Störungen und Ölpreisvolatilität haben die Betreiber weiterhin langfristige Offshore-Entwicklungen verfolgt, mit besonderem Schwerpunkt auf Tiefsee- und Floating-Platform-Projekten. Die Vergabeaktivität startete Anfang 2026 zunächst langsam, doch sowohl der Markt für Floating Production Systems (FPS) als auch der Subsea-Markt legten im 2. Quartal deutlich zu, was auf eine klare Beschleunigung der Offshore-Vergabedynamik im Vorfeld der zweiten Jahreshälfte 2026 hinweist.

Westwood verzeichnete in 1H 2026 38 Offshore-Feld-FIDs (Final Investment Decisions), ein Plus von 90% gegenüber 1H 2025. Der gesamte gebundene Capex für Offshore-Feldentwicklungen erreichte US$66.4 Milliarden — mehr als das Dreifache des Werts aus dem Vorjahr. FPS Engineering-, Procurement- und Construction-(EPC)-Aufträge beliefen sich über acht Einheiten hinweg auf rund US$12.9 Milliarden, während Subsea-EPC-Aufträge US$5.6 Milliarden erreichten.

Für 2H 2026 erwartet Westwood weiterhin starke Investitionen, mit US$70.5 Milliarden an gebundenem Capex für Offshore-Öl- und Gasfeldentwicklungen und weiteren FPS- sowie Subsea-EPC-Aufträgen von mehr als US$30 Milliarden im selben Zeitraum. Treibende Faktoren bleiben Energiesicherheit, wettbewerbsfähige Tiefsee-Projektökonomik und das wachsende Vertrauen der Betreiber in Offshore-Ressourcen als verlässliche langfristige Angebotsquelle. Eine breitere geografische Verteilung der Aufträge und verbesserte Lieferkettenleistungen deuten darauf hin, dass der aktuelle Zyklus ausgewogener, widerstandsfähiger und weniger von einer engen Gruppe von Regionen oder Betreibern abhängig wird.

Feldentwicklungskosten steigen um 30%

Der Offshore-Feldentwicklungs-Capex für 2026 wird auf US$137 Milliarden geschätzt, 30% mehr als US$105.2 Milliarden im Jahr 2025. Dieser Wert umfasst Bohr- und Completions-Kosten, Engineering-, Procurement-, Construction-, Installation- und Commissioning-Arbeiten (EPCIC) für Subsea- und Plattformanlagen sowie weitere entwicklungsbezogene Ausgaben wie Projektmanagement, Logistik, Marine Support und Rückstellungen.

Der Anstieg weist auf einen deutlich stärkeren Offshore-Investitionszyklus hin; ebenso wichtig ist jedoch das verbesserte Ausgabenmuster. 2025 war der Offshore-Capex stark auf die zweite Jahreshälfte konzentriert, die 80% der jährlichen gebundenen Investitionen ausmachte. 2026 verteilt sich die Investition dagegen gleichmäßiger mit US$66.4 Milliarden in 1H und US$70.5 Milliarden in 2H, was eher auf ein anhaltendes Genehmigungsumfeld als auf einen konzentrierten Jahresendzyklus hindeutet.

Auch die regionale Investitionsstruktur hat sich verändert. 2025 wurde die gebundene Offshore-Öl- und Gasinvestition vom Nahen Osten angeführt, unterstützt von QatarEnergy, Saudi Aramco und TPAO, getragen von groß angelegten Fixed-Platform-Entwicklungen und Brownfield-Kapazitätserweiterungen. Auf den Nahen Osten entfielen US$34.8 Milliarden oder rund ein Drittel des weltweiten Capex. Es folgte Lateinamerika mit US$23.5 Milliarden, während Asien US$16.6 Milliarden beitrug.

2026 ist die Investitionslandschaft deutlich diversifizierter. Lateinamerika ist mit US$28.5 Milliarden zum größten Regionalmarkt geworden, knapp vor Asien und Nordamerika mit jeweils US$26 Milliarden. Afrika trägt US$23.3 Milliarden bei, während der Nahe Osten auf US$22.8 Milliarden zurückgeht. Das schwächere Profil des Nahen Ostens in 1H 2026 spiegelt ein vorsichtigeres Genehmigungsumfeld wider, teilweise beeinflusst durch die geopolitische Unsicherheit im Zusammenhang mit dem US-Israel-Iran-Konflikt sowie durch die Umverteilung globalen Kapitals hin zu LNG-gebundenen und tiefsee-basierten Floating-Entwicklungen. Größere Chancen im Nahen Osten, darunter Durra, Maydan Mahzam und Umm Shaif Gas Cap, sind weiterhin auf 2H 2026 oder später gewichtet.

Aus Segmentperspektive ist der deutlichste strukturelle Wandel der Anstieg des EPC-Auftragswerts für Floating Platforms von US$15.6 Milliarden im Jahr 2025 auf US$37.7 Milliarden im Jahr 2026. Demgegenüber sinken die Ausgaben für Bohrung und Completions von US$26.7 Milliarden auf US$23.5 Milliarden, während auch Fixed-Platform-EPC aufgrund von Verzögerungen bei der Projektgenehmigung im Nahen Osten leicht von US$14.9 Milliarden auf US$13.8 Milliarden zurückgeht. Der Subsea-Equipment-EPC bleibt jedoch mit US$17 Milliarden weitgehend stabil.

FPS-Markt tritt in eine neue Wachstumsphase ein

Der FPS-Markt erholte sich im 2. Quartal 2026 gegenüber dem 1. Quartal deutlich und verzeichnete sechs große EPC-Aufträge im Wert von rund US$11.4 Milliarden. Diese Projekte erhöhten die Verarbeitungskapazität um mehr als 539kboepd und die FLNG-Kapazität um 4.4mtpa, was die wachsende Rolle von Floating-Infrastruktur sowohl in Öl- als auch in Gasentwicklungsstrategien unterstreicht.

Zu den wichtigsten Aufträgen zählten Petrobras' FPSOs P-81 und P-87, die SBM Offshore im Rahmen eines Build-Operate-and-Transfer-(BOT)-Modells zugesprochen wurden und Petrobras' Abkehr von traditionellen Lease-and-Operate-Strukturen bekräftigen. Weitere bemerkenswerte Aufträge umfassten Delfin FLNG im US-Golf, Azule Energys Greater PAJ vor Angola, PTTEPs Kikeh-Ersatz-FPSO vor Malaysia sowie Enis Cronos Floating Control Unit (FCU) vor Zypern.

Für die FPS-EPC-Vergabe wird im 2H 2026 ein weiterer Anstieg erwartet, mit 10 zusätzlichen Einheiten, die voraussichtlich genehmigt werden, entsprechend einem EPC-Wert von rund US$23.5 Milliarden. Im Juli 2026 genehmigte Eni die FPS-Einheit für die Entwicklung Baleine Ph. 3 vor der Elfenbeinküste; Wison New Energies verantwortet den EPC-Arbeitsumfang. Vor Indonesien vergab Searah — das Eni-Petronas-Joint-Venture — den EPC-Umfang für das FPSO Bahtera Haluan Lestari an Saipem, das im Kutei North Basin eingesetzt werden soll.

Weitere große FPS-Projekte, die in 2H zu beobachten sind, umfassen ExxonMobils Longtail-Projekt vor Guyana, TotalEnergies' Venus-Entwicklung vor Namibia, Bahia Blanca LNG (Argentinien), Ksi Lisims FLNG (Kanada) und die Yoho-FLNG-Einheit vor Nigeria. Die zunehmende Pipeline an FLNG-Genehmigungen spiegelt insbesondere das Interesse der Betreiber wider, neue Gasexportwege aus Regionen mit begrenzter Onshore-Verflüssigungsinfrastruktur zu erschließen.

Subsea-Grundlagen bleiben stark

Die Subsea-Vergabeaktivität blieb in 1H 2026 hinter FPS zurück, doch der zugrunde liegende Markt ist weiterhin robust. Westwood verzeichnete in 2Q 2026 Subsea-EPC-Aufträge im Wert von US$2.9 Milliarden, ein Plus von 7% gegenüber dem Vorquartal und 24% gegenüber dem Vorjahr. Der Jahreswert der Subsea-EPC-Aufträge wird auf US$17 Milliarden prognostiziert, gestützt von 283 Subsea-Tree-Einheiten, von denen 123 in 1H 2026 vergeben wurden.

Die Nachfrage nach Subsea Umbilicals, Risers und Flowlines (SURF) wird 2026 auf rund 4,000 Kilometer geschätzt, ein Anstieg von 32% gegenüber dem Vorjahr, während die Nachfrage nach Exportleitungen auf 2,600 Kilometer geschätzt wird, was einem Plus von 47% gegenüber dem Vorjahr entspricht.

Das schwächere Vergabebild in 1H scheint eher zeitlich bedingt als Ausdruck nachlassender Nachfrage zu sein. Mehrere kürzlich genehmigte Entwicklungen, darunter Enis Baleine Ph 3, Cronos und Geng North, haben bislang noch keine größeren Subsea-Pakete vergeben. Dies stützt die Erwartung eines stärkeren 2H 2026 und untermauert das Vertrauen in die Auslastung der Subsea-Lieferkette.

Offshore-Dynamik verbreitert sich

Trotz geopolitischer Gegenwinde, die ausgewählte Aufträge im Nahen Osten verzögern, zeigt der Offshore-Markt 2026 größere Tiefe und Widerstandsfähigkeit. Dazu tragen höhere Ausgaben für Long-Lead-Items, ein breiterer Kreis investierender Betreiber und ein wachsendes Engagement für kapitalintensive FLNG- und Tiefseeprojekte bei. Das Marktwachstum konzentriert sich zunehmend weniger auf einzelne Regionen und wird stärker von facility-getriebenen Entwicklungen, insbesondere Floating Production Systems, angetrieben. Die Subsea-Aktivität bleibt durch eine gesunde Pipeline genehmigter Projekte gestützt, was den Sektor auf eine Beschleunigung der Vertragsvergaben in der zweiten Jahreshälfte vorbereitet.

Quelle: Westwood Global Energy Group