Marktgröße und Marktanteil des britischen Öl- und Gas-Midstream-Marktes – Wachstumstrends und Prognose (2026 – 2031)

Trends und Erkenntnisse zum britischen Öl- und Gas-Midstream-Markt

Transportsektor verzeichnet Wachstum

• Das Vereinigte Königreich verfügt über ein umfangreiches Pipelinenetz, das Öl von Nordsee-Plattformen zu Küstenterminals in Schottland und Nordengland transportiert.
• Im Jahr 2018 betrug das vom Vereinigten Königreich in Form von LNG importierte Erdgas 7,3 Milliarden Kubikmeter (Mrd. m³), und das Erdgas über Pipelines belief sich auf 42,8 Mrd. m³ – ein Anstieg gegenüber dem im Jahr 2017 importierten LNG, hauptsächlich aufgrund der steigenden Gasnachfrage im Land.
• Der Erdgasverbrauch im Land stieg um 2,3 % im Jahresvergleich auf 67,8 Millionen Tonnen Öläquivalent (Mtoe) im Jahr 2018, gegenüber 61,9 Mtoe im Jahr 2015. Der Ölverbrauch im Vereinigten Königreich stieg um 0,56 % im Jahresvergleich auf 77,0 im Jahr 2018, gegenüber 75,3 im Jahr 2015. Der steigende Verbrauch ist ein Indikator für das zunehmende Wirtschaftswachstum des Landes.
• Im Jahr 2018 sind der Bacton-Zeebrugge-Interconnector und die Langeled-Pipeline die bedeutendsten in Betrieb befindlichen Gaspipelines im Land mit einer maximalen Durchflusskapazität von 74 Kubikmetern bzw. 72 Kubikmetern.
• Es wird erwartet, dass die Pipelinekapazität des Vereinigten Königreichs im Prognosezeitraum leicht wächst, bedingt durch eine Steigerung der Ölproduktion im Land und eine erhöhte Nachfrage nach Öl und Erdgas.

Steigende Ölproduktion als Markttreiber

• Das Vereinigte Königreich ist bei der Öl- und Gasversorgung hauptsächlich auf seine Ressourcen in der Nordsee und auf Nachbarländer wie Norwegen angewiesen. Im Jahr 2019 waren die meisten Pipelines, über die das Vereinigte Königreich importiert, mit den Öl- und Gasfeldern in der Nordsee verbunden.
• Die Ölproduktion im Vereinigten Königreich stieg erheblich um 9,0 % auf 50,8 im Jahr 2018, gegenüber 46,6 im Jahr 2017.
• Im Jahr 2018 entfielen auf Rohöl- und Produktlager rund 14,5 Millionen Tonnen Lagerkapazität im Vereinigten Königreich. Das Öl wird an vielen Standorten gelagert, darunter Terminals und Raffinerien.
• Im Jahr 2018 befindet sich das Forties-Öl- und Gas-Pipelinesystem (FPS) derzeit im Umbau, um die Verteilungssicherheit und -zuverlässigkeit zu erhöhen. Die Pipeline transportiert rund 600.000 Barrel Öl pro Tag, was etwa 40 % der britischen Ölproduktion entspricht.
• Daher wird erwartet, dass die steigende Ölproduktion das Wachstum des Sektors im Prognosezeitraum ankurbelt.

Regulatorisches Umfeld

Das regulatorische Umfeld für den Öl- und Gas-Midstream-Sektor im Vereinigten Königreich ist in ein Offshore- und ein Onshore-Regime aufgeteilt. Die North Sea Transition Authority (NSTA) verwaltet Lizenzen und Genehmigungen für vorgelagerte Aktivitäten und die zugehörige Offshore-Infrastruktur, einschließlich der Pipeline Works Authorisations (PWAs) nach dem Petroleum Act 1998 für Offshore-Öl- und Gaspipelines (sowie auch für Wasserstoff- und Kohlendioxidpipelines). Die Umweltregulierung für Offshore-Vorhaben erfolgt über einen separaten Genehmigungspfad unter der Leitung des Offshore Petroleum Regulator for Environment and Decommissioning (OPRED), was eine eigenständige Compliance-Ebene für Terminals und Pipelines im Zusammenhang mit Offshore-Projekten schafft.

Auf der Seite des Gastransports und des nachgelagerten Bereichs reguliert Ofgem den lizenzierten Gastransport nach dem Gas Act 1986, wobei der Uniform Network Code (UNC) den zentralen kommerziellen Rahmen für Kapazität, Ein-/Ausspeisungsregelungen und Bilanzierungsschnittstellen bildet. Im April 2025 leitete Ofgem eine gesetzlich vorgeschriebene Konsultation ein, um besondere Bedingungen in der National Transmission System Gas Transporter Licence zu ändern, die die Kapazitätsreservierung sowie inkrementelle Ein- und Ausspeisungskapazitätsverpflichtungen betreffen, was auf eine aktive Weiterentwicklung der Kapazitätsplanung und -zuweisung hindeutet. Auch die Politik für umgewidmete Gasanlagen und neue Molekülarten schreitet voran: DESNZ leitet die Arbeiten am wirtschaftlichen Regulierungsrahmen für Wasserstoff-Pipelinenetze und signalisiert dabei Kontinuität mit bestehenden Gaslizenzierungskonstrukten und wasserstoffspezifischen Regelwerken.

Wertschöpfungskettenanalyse

Die Wertschöpfungskette des Öl- und Gas-Midstream-Sektors im Vereinigten Königreich beginnt mit der Offshore-Förderung in der Nordsee (einschließlich West of Shetland), wo Kohlenwasserstoffe über Offshore-Sammelsysteme und Exportpipelines zu Küstenempfangsstellen transportiert werden. Die Ströme konzentrieren sich anschließend auf Eingangsterminals und Verarbeitungszentren wie St Fergus und Bacton sowie auf LNG-Importinfrastruktur (einschließlich Isle of Grain und Milford Haven), die Pipelineimporte ergänzt und die saisonale und versorgungssicherheitsbezogene Nutzung des Transportnetzes beeinflusst. Das Gas wird dann über das von National Gas Transmission betriebene National Transmission System transportiert, das rund 7.630 km Pipelines umfasst, bevor es an Verteilnetze, Stromerzeuger, große Industriekunden und Interkonnektoren geliefert wird, die den grenzüberschreitenden Handel unterstützen.

Zu den unterstützenden Aktivitäten zählen Speicherung (insbesondere Salzkavernen und andere Speicheranlagen), Integritätsmanagement, Messwesen, Verdichtung und Terminalbetrieb sowie Dienstleistungs- und Fertigungsaktivitäten, die sich in etablierten Industriezentren konzentrieren. Zu den im Vereinigten Königreich ansässigen Teilnehmern der Lieferkette zählen Fertigungs- und Dienstleistungsanbieter wie Global Energy Group (Port of Nigg), Maraen und weitere auf die Nordsee fokussierte Auftragnehmer, die Wartung, Brownfield-Modifikationen und Ausrüstungspakete für Terminals und Pipelinesysteme unterstützen. Genehmigungs- und Planungshürden für neue oder modifizierte Infrastruktur, einschließlich Offshore-PWAs und Planungsschwellenwerten für national bedeutende Pipeline- und Speicherprojekte, können Investitionen eher in Richtung Anbindungen und Modernisierungen bestehender Korridore als in Richtung Greenfield-Systeme verlagern.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Investitionen in betriebliche Flexibilität und Resilienz rund um bestehende Terminals, Interkonnektoren und Speicheranlagen stellen ein primäres Chancenfeld dar, da sich das Gassystem an veränderte Versorgungsmuster anpasst. DESNZs Midstream Gas System Update to the Market vom Juni 2025 skizziert die Notwendigkeit, Infrastrukturherausforderungen während des Gasübergangs zu bewältigen, während Ofgems gesetzliche Konsultation vom April 2025 zur Gas Transporter Licence verdeutlicht, dass Kapazitätsreservierung und inkrementelle Kapazitätsverpflichtungen weiterhin aktive politische Hebel für Netzzugang und -verstärkung sind. Der Planning Act 2008 definiert zudem Schwellenwerte für national bedeutende Gasinfrastruktur, einschließlich unterirdischer Speicherung (43 Millionen Standardkubikmeter Kapazität oder 4,5 Millionen Standardkubikmeter pro Tag Durchflussrate), was klarere Wege für Großprojekte schafft, sofern die wirtschaftliche Begründung gegeben ist.

Auch die Planung im Bereich Wasserstoff und des breiteren Energiesystems schafft kurzfristige Freiräume für Midstream-Eigentümer und Dienstleister durch Umwidmungs- und Hybridnutzungskonzepte. DESNZ entwickelt den wirtschaftlichen Regulierungsrahmen für Wasserstoff-Pipelinenetze mit einem Ansatz, der vertraute Gaslizenzierungskonstrukte beibehält und gleichzeitig wasserstoffspezifische Regelungen aufbaut, was frühzeitige Investitionsentscheidungen für wasserstofffähige Anlagen wie Speicher und Pipelines unterstützt. Reformen der Systemplanung setzen zusätzliche Signale, darunter die Entwicklung hin zu einem Gas Network Capability Needs Report unter dem National Energy System Operator sowie staatliche Arbeiten zur strategischen räumlichen Energieplanung, die beide den Schwerpunkt auf koordinierte Standortwahl und Netzbereitschaft verstärken. Belege für sich verändernde Prioritäten zeigen sich auch bei der branchengeführten Risikoidentifikation: Offshore Energies UK (Februar 2026) weist auf Risiken einer vorzeitigen Stilllegung wichtiger Pipeline-Infrastruktur und Verarbeitungsterminals wie des Shetland Gas Plant und des FUKA-Terminals hin, was die kommerzielle Bedeutung von Lebensdauerverlängerungs-, Integritäts- und Umwidmungsprogrammen unterstreicht, um verbundene Felder und Importrouten funktionsfähig zu halten.