Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt Größe und Marktanteil
Marktübersicht
| Studienzeitraum | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Prognosedatenzeitraum | 2026 - 2031 |
| Historischer Datenzeitraum | 2021 - 2024 |
| Wachstumsrate | 0.44% CAGR |
| Marktkonzentration | Hoch |
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0. | |
Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt Analyse von Mordor Intelligence
Es wird erwartet, dass der Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt im Prognosezeitraum (2026–2031) einen CAGR von 0,44% verzeichnet.
- Libyen verfügt über ein Pipelinenetz, das sich über das gesamte Land erstreckt. Es wird erwartet, dass die Kapazität der Pipelines im Prognosezeitraum aufgrund mangelnder Investitionen in den Sektor stagnieren wird.
- Das Wachstum im Öl- und Gas-Midstream-Sektor wurde durch den anhaltenden Bürgerkrieg im Land erheblich beeinträchtigt. Da jedoch im Jahr 2019 der größte Teil des Landes unter die Militärkoalition gefallen war, haben sich die Aussichten auf ein Ende des Bürgerkriegs im Prognosezeitraum verbessert. Dies kann für Unternehmen auf dem Markt eine Chance darstellen.
- Eine Steigerung der Öl- und Gasproduktion wird im Prognosezeitraum als Treiber für den Markt erwartet. Das Land hat ein großes Potenzial in diesem Sektor, da es über hochwertige Öle verfügt und näher an den wohlhabenden europäischen Ländern liegt, die einen hohen Öl- und Gasverbrauch aufweisen.
Hinweis: Die Marktgrößen- und Prognosezahlen in diesem Bericht werden mithilfe des proprietären Schätzrahmens von Mordor Intelligence erstellt und mit den neuesten verfügbaren Daten und Erkenntnissen bis 2026 aktualisiert.
Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt Trends und Erkenntnisse
Wachstum des Pipeline-Sektors bleibt stagnierend
- Der Pipeline-Sektor ist im Land recht gut entwickelt. Die meisten Pipelines verbinden die Öl- und Gasfelder mit verschiedenen Teilen des Landes, wo Öl und Gas weiter raffiniert und exportiert werden können. Der Großteil der Exporte aus dem Land geht in die europäischen Länder.
- Stand 2019 war die Libyen Coastal Gas Pipeline die größte Gaspipeline des Landes mit einer Kapazität von 370 Millionen Kubikfuß pro Tag. Die Pipeline versorgt einen der am dichtesten besiedelten Teile des Landes mit Erdgas.
- Die Erdgasproduktion im Land stieg um 2,2%, von 8,2 Millionen Tonnen Öläquivalent im Jahr 2017 auf 8,4 Millionen Tonnen Öläquivalent im Jahr 2018. Der Wert der Erdölexporte beträgt ungefähr 17.141 Millionen USD. Die Steigerung der Erdgasproduktion wirkt sich positiv auf die Midstream-Branche aus.
- Daher wird erwartet, dass das Wachstum der Pipeline-Kapazität im Prognosezeitraum aufgrund geringer Investitionen in den Sektor stagnieren wird.
Steigende Öl- und Gasproduktion als Markttreiber
- Die Ölproduktion im Land stieg um 8,7%, von 43,8 Millionen Tonnen im Jahr 2017 auf 47,5 Millionen Tonnen im Jahr 2018. Die Steigerung der Ölproduktion im Land wird voraussichtlich ein gewisses Wachstum im Sektor bewirken.
- Eines der wichtigsten libyschen Rohölgemische ist das Amna mit einem API-Schweregrad von 37,0, hoher Qualität und einem niedrigen Schwefelgehalt von 0,17%. Die Ölsorte ist von ausgezeichneter Qualität und erfordert ein geringes Maß an Raffineriewartung und -ausrüstung.
- Die Wafa-Mellitah-Öl-Pipeline ist eine Öl- und Kondensatpipeline mit einer Kapazität von mindestens 120.000 Barrel pro Tag. Die Pipeline ist eine der größten Ölpipelines des Landes nach Kapazität.
- Es wird erwartet, dass die libysche Öl- und Gas-Midstream-Branche im Prognosezeitraum leicht wachsen wird, aufgrund eines erwarteten Anstiegs der Öl- und Gasproduktion.
Regulatorisches Umfeld
Der libysche Kohlenwasserstoffrechtsrahmen basiert auf dem Erdölgesetz Nr. 25 von 1955 (staatliches Eigentum an unterirdischem Erdöl) und dem Gesetz Nr. 24 von 1970, mit dem die National Oil Corporation (NOC) gegründet wurde. Das Ministerium für Öl und Gas gibt die staatliche Politikrichtung vor und übt die Aufsicht aus, einschließlich der Genehmigung von Lizenzen, während die NOC als staatliche Vertragspartnerin und operative Ausführungsstelle für Produktion, Raffination und Export fungiert. Bei wichtigen vertraglichen Maßnahmen sind zudem Genehmigungen des Ministerrats erforderlich.
Ein bemerkenswertes regulatorisch-kommerzielles Signal kam im Februar 2026, als die NOC die Vergabe von fünf Explorationsblöcken im Anschluss an eine im März 2025 gestartete öffentliche Ausschreibungsrunde ankündigte – die erste dieser Art seit 2007. Gleichzeitig wird diskutiert, das Vertragsmodell von der historischen EPSA-Struktur hin zu einem neuen PSA-Modell zu verschieben, das auf eine Verbesserung der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Auftragnehmer abzielt. Dies hat Auswirkungen auf die Finanzierbarkeit sowie auf langfristige, mit Upstream-Vergaben verknüpfte Midstream-Entwicklungen.
Wertschöpfungskettenanalyse
Die libysche Midstream-Wertschöpfungskette beginnt mit vorgeschalteten Feldsammelsystemen in den Becken von Sirte und Murzuq und geht dann in ein nationales Fernleitungsnetz (berichtet mit rund 4.000 km) über, das die Binnenproduktion mit Küstenverarbeitung, Speicherung und Exportknoten verbindet. Zu den wichtigsten Küstenschnittstellen zählen Terminals wie Ras Lanuf und Es Sider sowie der Mellitah-Komplex, der für die Gasaufbereitung und die Greenstream-Exportroute nach Italien von zentraler Bedeutung ist. Die operative Leistung ist eng an die Verdichtungsverfügbarkeit in Mellitah und die zugehörige Offshore-Zufuhr gekoppelt.
Zu den zentralen Midstream-Aktivitäten zählen der Transport von Rohöl und Gas über Fernleitungen, die Zwischenlagerung an Küstenknotenpunkten sowie die Gaskonditionierung und -verdichtung zur Aufrechterhaltung des Durchsatzes für die inländische Stromversorgung und die Exportpipelines. Die jüngste Projektumsetzung hat den Schwerpunkt auf Zuverlässigkeit und Engpassbeseitigung gelegt. Im April 2026 nahm die NOC eine 130 km lange, 42-Zoll-Gaspipeline in Betrieb, die das Feld 103 der Zueitina Oil Company mit der Leitung 36B der Sirte Oil Company verbindet (rund 150 Millionen Kubikfuß pro Tag). Im Juni 2026 starteten Eni und die NOC das Offshore-Verdichtungsprojekt Sabratha (Verdichtungskapazität von rund 440 Millionen Standardkubikfuß pro Tag), um die Gasförderung aus dem Feld Bahr Essalam aufrechtzuerhalten.
Wettbewerbslandschaft
Der libysche Öl- und Gas-Midstream-Markt ist mäßig konsolidiert. Zu den wichtigsten Unternehmen gehören National Oil Corporation, ConocoPhillips Corporation, Eni SpA, Total SA und Suncor Energy Inc.
Libyen Öl- und Gas-Midstream-Branchenführer
National Oil Corporation
ConocoPhillips Corporation
Eni S.P.A.
Total SA
Suncor Energy Inc.
- *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert
Marktchancen und Zukunftsaussichten
In Libyen konzentrieren sich die unmittelbarsten Chancen im Midstream-Markt auf die Sanierung, das Integritätsmanagement und die Engpassbeseitigung des bestehenden Rohöl- und Gaspipelinesystems sowie der damit verbundenen Verdichtungs- und Terminalschnittstellen, statt auf Neubauprojekte auf der grünen Wiese. Das Umsetzungsmuster von 2026 unterstützt diesen Fokus: Die NOC hat die 130 km lange, 42-Zoll-Gaspipeline Zueitina-Sirte fertiggestellt und in den Testbetrieb überführt (rund 150 Millionen Kubikfuß pro Tag), während Eni und die NOC die Gasversorgung durch das Offshore-Verdichtungsprojekt Sabratha (1.600-Tonnen-Modul, Verdichtungskapazität von rund 440 Millionen Standardkubikfuß pro Tag) voranbringen. Zusammen erweitern diese Projekte den nutzbaren Durchsatz in den bestehenden Netzen.
Betriebskontinuität und Exportzuverlässigkeit schaffen zudem Spielraum für wartungsorientierte Auftragsvergaben entlang der wichtigsten Rohölkorridore und Küstenanlagen. Im April 2026 meldete die NOC die Rückkehr zur vollen Produktion in Sharara und El Feel nach Notfallwartungsarbeiten an einer durch einen Brand beschädigten Rohölexportpipeline, was den kommerziellen Wert von schnell reagierenden Pipeline-Dienstleistungen, Ersatzteilen sowie der Sanierung von Ventilen und Stationen verdeutlicht. Auf längere Sicht erhöhen längerfristige Upstream-Vereinbarungen und Konzessionsaktivitäten, einschließlich der Beteiligung großer internationaler Ölkonzerne über NOC-Strukturen, die Nachfrage nach gesicherter Abtransport-, Speicher- und Gasaufbereitungskapazität im Küstennetz, was die Chancen für Midstream-Modernisierungen im Zusammenhang mit Feldentwicklung und verdichtungsgebundener Gasversorgung für die inländische Stromversorgung und Exportrouten wie Greenstream verstärkt.
Aktuelle Branchenentwicklungen
- Juni 2026: Eni und die National Oil Corporation (NOC) nahmen über Mellitah Oil and Gas den Betrieb des Sabratha-Verdichtungsprojekts auf und installierten ein 1.600-Tonnen-Offshore-Verdichtungsmodul. Das Projekt fügt eine Verdichtungskapazität von rund 440 Millionen Standardkubikfuß pro Tag hinzu, um die Gasförderung aus dem Feld Bahr Essalam aufrechtzuerhalten, und stärkt damit die Durchsatzresilienz für die Inlandsversorgung und exportgebundene Infrastruktur.
- April 2026: Die National Oil Corporation (NOC) stellte eine 130 km lange, 42-Zoll-Gaspipeline fertig, die das Feld 103 der Zueitina Oil Company mit der Leitung 36B der Sirte Oil Company verbindet, und leitete den Testbetrieb ein. Die Leitung ist für einen Transport von rund 150 Millionen Kubikfuß pro Tag in das Küstennetz ausgelegt und unterstützt die Konnektivität des Gassystems, wodurch die Abhängigkeit von eingeschränkten Transportwegen für die Ableitung von Begleitgas verringert wird.
- Juli 2024: Die Nafusa Oil Operations Company nahm den Betrieb einer neuen Pipeline vom Ölfeld North Hamada auf. Die zusätzliche Feldanbindung an das Transportnetz verbessert die Zuverlässigkeit des Abtransports und unterstreicht die Bedeutung inkrementeller Anschlüsse und der Pipeline-Sanierung im libyschen Midstream-Ausbauzyklus.
Rahmen der Forschungsmethodik und Umfang des Berichts
Marktdefinition und Abdeckung
Für diese Studie umfasst der Markt für Öl- und Gas-Midstream in Libyen den Wert von Dienstleistungen und Aktivitäten, die Rohöl und Erdgas innerhalb Libyens transportieren und lagern und Mengen für die Inlandslieferung oder den Export über Terminals vorbereiten.
Ausschlüsse aus dem Geltungsbereich: Downstream-Raffination, Einzelhandelsvermarktung von Kraftstoffen sowie Upstream-Explorations- und -Produktionstätigkeiten sind von dieser Marktgrößenbestimmung ausgeschlossen.
Übersicht der Segmentierung
- Transport
- Überblick
- Bestehende Infrastruktur
- Projekte in der Pipeline
- Bevorstehende Projekte
- Überblick
- Lagerung
- Überblick
- Bestehende Infrastruktur
- Projekte in der Pipeline
- Bevorstehende Projekte
- Überblick
- LNG-Terminals
- Überblick
- Bestehende Infrastruktur
- Projekte in der Pipeline
- Bevorstehende Projekte
- Überblick
Datenquellen, Marktgrößenbestimmung und Validierung
Desk Research
Die Schreibtischarbeit begann mit dem Aufbau einer Faktenbasis zu den libyschen Kohlenwasserstoffströmen und der Infrastruktur, gefolgt von einer Zuordnung dessen, was realistisch als Midstream-Aktivität jährlich monetarisiert werden kann. Wir verwendeten öffentliche Quellen wie die jährlichen statistischen Veröffentlichungen der Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC), Energiebilanzen der International Energy Agency (IEA), Handelsstatistiken von United Nations Comtrade, makroökonomische Indikatoren der Weltbank sowie Länderberichte der US Energy Information Administration (EIA), um Produktion, Exporte und Preiskontext zu verankern.
Um nicht ausschließlich auf hochrangige Volumenangaben angewiesen zu sein, prüften wir zudem Mitteilungen von Betreibern und Aufsichtsbehörden, Projektnotizen nationaler Energiebehörden, in seriöser Presse berichtete Hafen- und Terminal-Updates sowie, soweit verfügbar, Unternehmensmeldungen und Investorenpräsentationen. Wo die öffentlichen Daten dünn waren, wurde ein kostenpflichtiges Abonnement für Unternehmensfinanzdaten und -informationen sowie ein separater kostenpflichtiger Datensatz für Import-Export-Signale auf Sendungsebene hauptsächlich zur Überprüfung von Mustern verwendet, nicht um jede Lücke zu schließen. Die hier aufgeführten Quellen sind lediglich beispielhaft, und zahlreiche weitere öffentliche Dokumente wurden zur Erhebung, Validierung und Klärung geprüft.
Primärinterviews und Umfragen
Die Primärarbeit diente dazu, die Modellgrenzen und die Jahr-für-Jahr-Veränderungen, die Schreibtischquellen häufig übersehen, insbesondere im Hinblick auf Auslastung, Ausfälle und Tarifverhalten in Libyen, plausibilitätszuprüfen. Wir sprachen mit einer Mischung aus Pipeline- und Terminalbetreibern, Speicher- und Logistikmanagern, Dienstleistungsunternehmen und Branchenberatern in den wichtigsten Betriebskorridoren Libyens und nutzten anschließend Nachfragen, um Preislogik, Aktivitätsaufteilungen und den Zeitpunkt von Projekthochläufen zu bestätigen.
Verteilung der Befragten der primären Feldforschung
| Unternehmenstyp | Position der Befragten | Region |
|---|---|---|
| Top-Tier: 29 % | Führungskräfte (CXOs): 13 % | APAC: 48 % |
| Mid-Tier: 49 % | Funktions-/Bereichsleiter: 29 % | EMEA: 31 % |
| Kleinere Marktteilnehmer: 22 % | Manager: 58 % | Amerika: 21 % |
Marktgrößenbestimmung und Prognose
Die Größenbestimmung erfolgte anhand eines Top-Down- und Bottom-Up-Ansatzes, bei dem zunächst nationale Öl- und Gasdurchsatzsignale rekonstruiert und anschließend nach Midstream-adressierbarer Aktivität gefiltert wurden. In der Praxis gehen wir von der Rohöl- und Gasproduktion sowie den Exportbewegungen aus und wenden dann Annahmen zu Auslastung und Routing an, um Volumina mit Pipelines, Speicherung und Terminalabwicklung zu verknüpfen, die abrechenbare Dienstleistungen erzeugen.
Zu den wichtigsten Eingaben, die das Modell prägten, gehören Rohölförderniveaus, Gasproduktion und Verfügbarkeit der Verarbeitung, die Aufteilung zwischen Export und Inlandsversorgung, Betriebstage der Terminals, Ausfallmuster der Pipelines sowie durchschnittliche Servicegebührenspannen (Tarife und Abwicklungsgebühren) nach Anlagentyp. Wenn eine Preisreihe nicht klar war, verwendeten wir eine einfache gemischte ASP-Logik, die eine Mischung aus vertraglich vereinbarten Gebühren und spotähnlichen Serviceanpassungen widerspiegelt, und testeten diese anschließend anhand von Interviewrückmeldungen. Die Prognose verwendet eine Szenarioanalyse mit einem Basisszenario, das erwartete Betriebsstabilität, Projektneustarts und schrittweise Auslastungsänderungen fortschreibt, gefolgt von Sensitivitätsprüfungen hinsichtlich des Tempos der Volumenerholung und der Gebührenrealisierung.
Um die Gesamtsummen realistisch zu halten, wurden selektive Bottom-Up-Näherungen durchgeführt, etwa stichprobenartiger Durchsatz multipliziert mit typischen Abwicklungsgebühren, sowie Gegenprüfungen anhand bekannter Kapazitäts- und Auslastungsbandbreiten. Wo Angaben auf Unternehmensebene fehlten, wurden Lücken mithilfe von Proxy-Anlagen ähnlichen Typs und einem konservativen Auslastungsfaktor behandelt, der anschließend während der Validierung erneut überprüft wurde.
Datenvalidierung und Aktualisierungszyklus
Die Ergebnisse wurden durch Triangulation über unabhängige Signale überprüft, unter anderem, ob der implizierte Durchsatz je Anlage innerhalb der Kapazitätsgrenzen blieb und ob die Stückumsätze mit dem in Libyen diskutierten Tarifverhalten übereinstimmten. Ausreißer wurden gekennzeichnet, auf ihre Ursachen zurückgeführt und anschließend mit alternativen Annahmen erneut getestet, bevor die interne Überprüfung erfolgte.
Wir aktualisieren den Bericht in einem jährlichen Zyklus und veranlassen Zwischenprüfungen, wenn wesentliche Ereignisse eintreten, etwa größere Ausfälle, sanktionsbedingte Handelsänderungen oder ein umfangreicher Projektneustart. Vor der Auslieferung wird eine abschließende Analystenprüfung durchgeführt, damit die Marktsicht die aktuellsten verfügbaren öffentlichen Veröffentlichungen und etwaige aktualisierte Interviewbestätigungen widerspiegelt.
Vergleich der Marktgröße für Öl- und Gas-Midstream in Libyen von Mordor Intelligence mit anderen veröffentlichten Schätzungen
Veröffentlichte Zahlen für den libyschen Midstream-Markt stimmen nicht immer überein, da die Marktabgrenzung nicht einheitlich ist und die Preisbasis sich mit dem Zeitpunkt der Währungsumrechnung sowie danach verändern kann, was als Midstream-Dienstleistung im Gegensatz zu Upstream- oder Downstream-Kosten behandelt wird. Unterschiede ergeben sich zudem daraus, wie Unternehmen die Auslastung in gestörten Jahren behandeln und ob die Schätzung auf Anlagen, Flüssen oder umfassenderen Infrastrukturausgaben basiert.
Die größten Abweichungen treten in der Regel auf, wenn eine Studie die Gasverarbeitung oder breitere Infrastrukturarbeiten einschließt, oder wenn Tarife als Pauschalsatz angewendet werden, ohne die tatsächlich realisierten Gebühren während Ausfällen und Neustarts zu überprüfen. Wenn Wechselkurse und ölgebundene Preiseingaben nahe am Stichtag aktualisiert und anschließend mit Durchsatzsignalen und Kapazitätsbeschränkungen abgeglichen werden, bleibt die Schätzung tendenziell stabiler. Diese aktualisierungsgeführte Prüfabfolge wird bei Mordor Intelligence angewendet.
Benchmark-Vergleich
| Quelle | Marktgröße | Lücken in der Forschungsmethodik |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 0,00 Mrd. USD (2024) | |
| Regionaler Beratungsanbieter A | 1,55 Mrd. USD (2024) | Verwendet eine breite Midstream-Definition mit mehreren Segmentierungsansätzen, die wahrscheinlich angrenzende Infrastruktur- und Dienstleistungssparten über Transport, Speicherung und Terminalabwicklung hinaus einbezieht, und ist hinsichtlich Auslastung und realisierter Tarifprüfungen für dasselbe Jahr weniger explizit. |
| Branchenverlag B | 1,80 Mrd. USD (2026) | Verwendet ein anderes Basisjahr und ein längeres Prognosefenster, was einen stärkeren Erholungspfad bei Volumen und Preisgestaltung einbetten kann, und scheint Midstream als eine breitere Brücke zu behandeln, die Verarbeitung und damit verbundene Infrastrukturaktivitäten einschließt. |
Insgesamt lässt sich die Spanne hauptsächlich durch den Umfang des Geltungsbereichs und die Jahresabstimmung erklären, verstärkt durch die Art und Weise, wie Gebühren gemischt werden, wenn der Betrieb uneinheitlich ist. Ein wiederholbares Modell, das an Durchsatz, Betriebstage und validierte Servicegebühren gebunden ist, trägt dazu bei, dass die endgültige Zahl auf klare Treiber und nicht auf breite Infrastrukturerzählungen zurückführbar bleibt.
Im Bericht beantwortete Schlüsselfragen
Wie groß ist der aktuelle Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt?
Es wird erwartet, dass der Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt im Prognosezeitraum (2026–2031) einen CAGR von 0,44% verzeichnet.
Wer sind die wichtigsten Akteure im Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt?
National Oil Corporation, ConocoPhillips Corporation, Eni S.P.A., Total SA und Suncor Energy Inc. sind die wichtigsten Unternehmen, die im Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt tätig sind.
Welche Jahre deckt dieser Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markt ab?
Der Bericht deckt die historische Marktgröße des Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markts für die Jahre 2020, 2021, 2022, 2023 und 2024 ab. Der Bericht prognostiziert außerdem die Marktgröße des Libyen Öl- und Gas-Midstream-Markts für die Jahre 2026, 2027, 2028, 2029, 2030 und 2031.
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