Westwood報告：海洋油田開発資本支出は2026年に1370億米ドルに達するとの見通し

公開日：2026年8月6日

Westwood Global Energy Groupの最新インサイトによると、2026年の世界の海洋油田開発資本支出は1370億米ドルに達すると予測されており、運営会社は長期サイクルプロジェクトへのコミットメントを維持している。長期サイクルプロジェクトとは、承認から初期生産まで通常5〜7年を要する開発であり、今日の投資決定が2030年代までの炭化水素供給を決定づけることを意味する。

地政学的混乱や原油価格の変動にもかかわらず、運営会社は長期サイクルの海洋開発、特に深海および浮式プラットフォームプロジェクトへの取り組みを継続している。2026年初頭の契約活動は緩やかに始まったが、第2四半期には浮式生産システム（FPS）および海底市場の双方が大幅に強化され、下半期に向けた海洋受注の勢いの明確な加速を示している。

Westwoodの記録によると、2026年上半期の海洋油田の最終投資決定（FID）は38件に達し、2025年上半期と比較して90%の増加を示した。確定海洋油田開発資本支出の合計は664億米ドルに達し、1年前の水準の3倍以上となった。FPSのエンジニアリング、調達、建設（EPC）受注は8基で約129億米ドル、海底EPC受注は56億米ドルに達した。

2026年下半期について、Westwoodは引き続き強力な投資サイクルを予測しており、海洋石油ガス油田開発の確定資本支出は705億米ドル、追加のFPSおよび海底EPC受注は同期間中に300億米ドル以上と見込まれている。2022年の世界的エネルギー供給混乱によって強化されたエネルギー安全保障の要請、深海プロジェクトの競争力ある経済性、信頼できる長期的供給源としての海洋資源に対する運営会社の信頼の高まりが主要な推進要因である。より広範な地理的受注分布とサプライチェーンパフォーマンスの改善は、現在のサイクルがより均衡し、強靭で、限られた地域や運営会社への依存度が低下していることを示唆している。

油田開発コストは30%上昇

2026年の海洋油田開発資本支出は1370億米ドルと推定され、2025年の1052億米ドルから30%の増加となる。この数値には、掘削・完了コスト、海底・プラットフォームエンジニアリング、調達、建設、設置、試運転（EPCIC）作業スコープ、およびプロジェクトマネジメント、物流、海洋支援、コンティンジェンシーなどの他の開発関連支出が含まれる。

この増加は実質的に強力な海洋投資サイクルを反映しているが、同様に重要なのは支出テンポの改善である。2025年では、海洋資本支出は下半期に大きく偏在しており、年間確定投資の80%を占めていた。対照的に、2026年の支出はより均等に分散し、上半期に664億米ドル、下半期に705億米ドルが見込まれ、年末の一時的急増ではなく、より持続的な承認環境を示唆している。

地域的な投資ミックスも変化した。2025年、確定海洋石油ガス投資は中東が牽引し、QatarEnergy、Saudi Aramco、TPAOによる大規模な固定プラットフォーム開発とブラウンフィールドの生産能力拡大が支えた。中東は348億米ドルを占め、世界の資本支出のほぼ3分の1を占めた。中南米は235億米ドルで続き、アジアは166億米ドルを拠出した。

2026年、投資状況は顕著に多様化している。中南米は285億米ドルで最大の地域市場として浮上し、それぞれ260億米ドルのアジアと北米を僅差で上回った。アフリカは233億米ドルを拠出し、中東は228億米ドルに低下した。2026年上半期における中東の低調な水準は、より慎重な承認環境を反映しており、米国・イスラエル・イラン紛争に関連する地政学的不確実性、およびLNG関連・深海浮式開発への世界資本の再配分に一部起因する。Durra、Maydan Mahzam、Umm Shaif Gas Capを含む中東の主要プロジェクトは、2026年下半期以降に偏在している。

セグメントの観点からは、最も顕著な構造的変化は浮式プラットフォームEPC受注額の急増であり、運営会社が固定プラットフォームの適用が技術的に非現実的でコスト上の制約がある水深の貯留層を次第にターゲットにする中、2025年の156億米ドルから2026年には377億米ドルに上昇した。掘削・完了支出は267億米ドルから235億米ドルに減少し、固定プラットフォームEPCは中東におけるプロジェクト承認の遅れにより149億米ドルから138億米ドルへと小幅に低下した。海底設備EPCは170億米ドルで概ね安定していた。

FPS市場が新たな成長段階に突入

FPS市場は2026年第1四半期と比較して第2四半期に強力に反発し、約114億米ドルの価値を持つ6件の主要EPC受注を記録した。これらのプロジェクトは53万9000バレル油換算/日（kboepd）以上の処理能力と年間440万トン（mtpa）のFLNG能力を追加した。FLNGは陸上受入ターミナルを必要とせずガスのモネタイズを可能にする技術であり、商業化が困難な沖合ガス田にとって特に有益である。これは石油・ガス開発戦略の双方における浮式インフラの役割の拡大を示している。

主な受注には、PetrobrasのP-81およびP-87 FPSOが含まれ、建設・運営・移管（BOT）モデルでSBM Offshoreに授与された。これは従来のリース・運営モデルから最終的な資産所有権への移行を強化する動きである。その他の注目すべき受注には、米国メキシコ湾のDelfin FLNG、アンゴラ沖のAzule EnergyのGreater PAJ、マレーシア沖のPTTEPのKikeh代替FPSO、キプロス沖のEniのCronos浮式制御ユニット（FCU）が含まれる。

FPS EPC契約活動は2026年下半期にさらに強化されると予想され、承認が見込まれる追加10基は約235億米ドルのEPC価値を代表する。2026年7月、Eniはコートジボワール沖のBaleine Phase 3開発用FPSユニットを承認し、Wison New EnergiesがEPC作業スコープを担当する。別件で、インドネシア沖において、EniとPetronasの合弁企業であるSearahがSaipemにBahtera Haluan Lestari FPSOのEPCスコープを授与し、Kutei North Basinに配備される予定である。

下半期に注目すべきその他の主要FPSプロジェクトには、ガイアナ沖のExxonMobilのLongtailプロジェクト、ナミビア沖のTotalEnergiesのVenus開発、Bahia Blanca LNG（アルゼンチン）、Ksi Lisims FLNG（カナダ）、ナイジェリア沖のYoho FLNGユニットが含まれる。特にFLNG承認パイプラインの拡大は、陸上液化インフラが限られている地域から新たなガス輸出ルートを開拓する運営会社の関心を反映している。

海底市場のファンダメンタルズは引き続き堅調

2026年上半期の海底受注活動はFPSに遅れをとったが、基盤となる市場は根本的に堅調である。Westwoodは2026年第2四半期の海底EPC受注を29億米ドルと記録し、四半期ベースで7%、前年比で24%の増加となった。通年の海底EPC受注額は170億米ドルに達すると予測され、283基の海底ツリーユニットに支えられ、うち123基は2026年上半期に受注された。

2026年の海底アンビリカル、ライザー、フローライン（SURF）の需要は約4,000キロメートルと予測され、前年比32%の増加となる。一方、エクスポートラインの需要は2,600キロメートルと推定され、前年比47%の増加を代表する。

上半期の低調な受注推移は需要の弱まりを示すものではなく、タイミングに関連するものと見られる。EniのBaleine Phase 3、Cronos、Geng Northを含む最近承認された複数の開発案件は、主要な海底パッケージの授与に至っておらず、2026年下半期のより強力な市場への期待を裏付け、海底サプライチェーンの稼働率に対する信頼を強化している。

海洋市場の勢いが拡大

地政学的な逆風により選択された中東の受注が遅延したものの、2026年の海洋市場は長期リードアイテム支出の増加、より多様な投資運営会社プール、資本集約的なFLNGおよび深海プロジェクトへのコミットメントの高まりに支えられ、より深みと強靭性を示している。市場成長は地域的な集中が薄れ、施設主導型の開発、特に浮式生産システムによってますます牽引されている。海底活動は健全な承認済みプロジェクトパイプラインに支えられており、下半期を通じた契約受注の加速に向けてセクターは有利な位置にある。

出典：Westwood Global Energy Group