Oman Öl- und Gas-Upstream-Markt Größe & Marktanteilsanalyse - Wachstumstrends und Prognose (2026 - 2031)

Oman Öl- und Gas-Upstream-Markt Trends und Erkenntnisse

Onshore-Sektor wird den Markt dominieren

• Der Onshore-Sektor hat den Oman Öl- und Gas-Markt in den letzten Jahren dominiert und wird dies voraussichtlich auch während des Prognosezeitraums weiterhin tun. Die Öl- und Gasproduktion des Landes stammt aus Onshore-Öl- und Gasfeldern. Offshore-Öl- und Gasexplorations- und Produktionsaktivitäten im Land sind relativ neu und werden erhebliche Zeit zur Entwicklung benötigen.
• Die Erdgasproduktion in Oman betrug 41,8 Milliarden Kubikmeter, ein Anstieg von 13% gegenüber dem Vorjahr. Es wird erwartet, dass sie aufgrund des Beginns einer Zunahme der Explorationsaktivitäten im Land weiter wächst.
• Stand 2022 sind einige wichtige Anlagen im Oman Öl- und Gas-Explorations- und Produktionsmarkt Block 6, Khazzan, Mukhaizna, Block 9, Wadi Aswad, Block 3 & 4, Abu Butabul, Karim-Kleinfelder, Yumna und Rima-Cluster der Kleinfelder. Block 6 ist das führende Feld im Oman Öl- und Gas-Explorations- und Produktionsmarkt.
• Darüber hinaus gab das Ministerium für Energie und Mineralien im Juni 2022 bekannt, dass Omans Rohölreserven bei 5,2 Milliarden Barrel und die Gasreserven bei rund 24 Billionen Kubikfuß lagen. Außerdem meldete die Regierung Einnahmen von 17,4 Milliarden USD (und einen Überschuss von 2 Milliarden USD) im ersten Halbjahr 2022, basierend auf einem durchschnittlichen Ölpreis von 87 USD pro Barrel, und ist auf dem Weg, den ersten Jahresüberschuss seit einem Jahrzehnt zu verzeichnen.
• Aufgrund verbesserter Produktion und Einnahmen wird erwartet, dass der Onshore-Sektor Omans den Markt während des Prognosezeitraums dominieren wird.

Verstärkte Explorationsaktivitäten werden den Markt antreiben

• Die Ölproduktion in Oman belief sich 2021 auf 971 Tausend Barrel täglich, ein Anstieg von 2% gegenüber dem Vorjahr. Obwohl das Wachstum der Ölproduktion in Oman langsam war, wird die Produktion angesichts der steigenden Nachfrage nach Öl aus bedeutenden Volkswirtschaften voraussichtlich in Zukunft zunehmen.
• Im Mai 2022 beschlossen Oman und Iran, gemeinsam das Hengam-Offshore-Ölfeld im Persischen Golf zu entwickeln. Ein gemeinsames technisches Komitee wird die Ölfelder schrittweise entwickeln. Das Hengam-Feld ist eine Reserve, die Oman und Iran gemeinsam nutzen. Es wird erwartet, dass das neue Ölfeld in Zukunft eine erhebliche Produktion erzielen wird.
• Darüber hinaus erklärte das Ministerium für Energie und Mineralien im Juni 2022, dass es neue Ölentdeckungen gemacht habe, die Omans Produktion in den kommenden zwei bis drei Jahren um 50.000 bis 100.000 Barrel steigern würden. Bei voller Kapazität wird die Anlage die Gesamtproduktionskapazität von OQ um 219.000 Barrel pro Tag Öläquivalent steigern, was 12,6% von Omans gesamter Ölproduktion entspricht.
• Darüber hinaus unterzeichnete Oman im September 2022 ein Explorations- und Produktionsteilungsabkommen mit Shell für Block 11. Die Explorationsaktivitäten werden eine seismische Untersuchung von 1.400 km² umfassen, und weitere Bohrlochexplorationen werden stattfinden.
• All die oben genannten Faktoren in Bezug auf Produktions- und Explorationsvereinbarungen, Entdeckungen und wachsende Produktion werden voraussichtlich dazu beitragen, den Oman Öl- und Gas-Markt während des Prognosezeitraums anzutreiben.

Regulatorisches Umfeld

Der Upstream-Öl- und Gassektor im Oman wird vom Ministry of Energy and Minerals (MEM) verwaltet. Das Oil and Gas Law, erlassen unter dem Königlichen Dekret 8/2011, bildet die zentrale Rechtsgrundlage für Lizenzierung, Erdölabkommen und die Aufsicht über den Sektor. Im April 2026 kündigte das MEM die Oman Licensing Round 2026 an, in deren Rahmen fünf Onshore-Blöcke (Blocks 12, 16, 42, 45 und 55) mit einer Gesamtfläche von etwa 48.000 Quadratkilometern angeboten werden. Dies untermauert den Einsatz wettbewerblicher Lizenzierung und neu konfigurierter Flächen zur Förderung der Explorationstätigkeit.

Im Jahr 2026 erließ und genehmigte das MEM zudem politische Instrumente, die die Upstream-Entwicklung mit nationalen Transformationsprioritäten verknüpfen. Das Königliche Dekret 37/2026 genehmigte eine Konzessionsvereinbarung für Block 18 (PC Oman Ventures Ltd und OQ Exploration and Production Batinah Offshore LLC), und das Königliche Dekret 25/2026 genehmigte eine Änderung des Erdölabkommens für Block 5. Im Mai 2026 stellte das MEM eine aktualisierte Net-Zero-Strategie vor und führte einen regulatorischen Rahmen für Kohlenstoffmärkte ein, der eine zusätzliche Ebene an Compliance- und Berichtspflichten schafft, die Upstream-Betreiber zunehmend in Projektplanung und Betrieb berücksichtigen müssen.

Wertschöpfungskettenanalyse

Die Upstream-Wertschöpfungskette des Oman beginnt mit der Flächenvergabe und den vom Ministry of Energy and Minerals verwalteten Erdölabkommen, gefolgt von geowissenschaftlichen Arbeiten (Seismik- und Untergrundstudien), Bohr- und Bohrlochdienstleistungen sowie Feldentwicklungsaktivitäten wie Oberflächenanlagen, Flowlines und Versorgungseinrichtungen. Die Produktionstätigkeiten erstrecken sich anschließend über Onshore- und Offshore-Anlagen. Die Aktivität wird von nationalen und internationalen Betreibern und Partnerschaften unterstützt, wobei OQ Exploration and Production (OQEP) ein Portfolio an Upstream-Anlagen verwaltet und mit IOCs und NOCs zusammenarbeitet, einschließlich der Konzessionstätigkeit für den Offshore-Block 18 (Petronas als Betreiber neben OQEP) und den Offshore-Block 80 (OQEP mit der Turkish Petroleum Overseas Company Limited).

An der Schnittstelle zwischen Upstream und Midstream bestimmen der Verarbeitungs- und Entstauungsbedarf an den produzierenden Anlagen den praktischen Kohlenwasserstofffluss. Kapazitätserweiterungen erhöhen den effektiven Durchsatz und tragen zur Stabilisierung der Feldverfügbarkeit bei. Ein aktuelles Beispiel ist die Inbetriebnahme der Bisat-C-Erweiterungsanlage im Block 60 durch OQEP im Juni 2025, wodurch die Ölverarbeitungskapazität auf 95.000 bpd und die Wasserverarbeitungskapazität auf 800.000 bpd erhöht wurde, was die Produktionsabwicklung unterstützt und das Risiko von Engpässen verringert. Vertrags- und Partnerschaftsstrukturen (EPSAs, Konzessionen und Änderungen wie die Änderung der Block-9-EPSA mit Occidental Oman und Mitsui E&P Middle East) bleiben zentrale Mechanismen für den Einsatz von Kapital und spezialisierten technischen Fähigkeiten über die Entwicklungs- und Produktionsphasen hinweg.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Kurzfristige Freiräume für eine Beteiligung im Upstream-Bereich zeigen sich in der Oman Licensing Round 2026, in der das MEM fünf Onshore-Blöcke (12, 16, 42, 45 und 55) mit einer Gesamtfläche von etwa 48.000 Quadratkilometern eröffnet hat. Die Runde spiegelt das Bestreben wider, eine granularere Exploration über die verfügbaren Konzessionsgebiete hinweg zu aktivieren. Im Offshore-Bereich schaffen neu abgeschlossene Konzessionsrahmen, einschließlich Block 18 (Petronas mit OQEP) und Block 80 (OQEP mit Turkish Petroleum), zusätzliche Einstiegspunkte für Explorationsdienstleistungen, Untergrundstudien, Bohrkampagnen und frühe Feldentwicklungsphasen, die an feste Arbeitsprogramme gebunden sind.

Ein zweites Chancenfeld ist die betriebliche und infrastrukturelle Ebene rund um Gasverarbeitung, Emissionsreduktion und Optimierung der Rückgewinnung an den produzierenden Zentren. Im Jahr 2026 zählen zu den Projektvergaben und Engineering-Auswahlen für Gasverarbeitungserweiterungen das Budour-Northeast-Birba-Integrated-Project, ein Schlüsselfertig-Auftrag an ENPPI mit dem erklärten Ziel, unter anderem routinemäßiges Abfackeln zu reduzieren. Die Engineering-Arbeiten für das Budour-Tayseer-Gasprojekt, die den Umfang der Sauergasentfernung und Schwefelrückgewinnung mit Beteiligung von Worley Comprimo und BASF umfassen und von SPETCO vergeben wurden, deuten zudem auf eine aktive Nachfrage nach EPC-, Prozesstechnologie- und Umweltkontrolllösungen im Zusammenhang mit der Upstream-Gasentwicklung hin. Politische Maßnahmen wie der Kohlenstoffmarkt-Rahmen des MEM vom Mai 2026 verstärken zudem die Nachfrage nach Messung, Überwachung und betrieblichen Änderungen, die die Upstream-Produktion mit einer emissionsärmeren Leistung und kohlenstoffbezogener Compliance verbinden.