Taille et Part du Marché du Midstream Pétrolier et Gazier au Royaume-Uni - Analyse de la Croissance, Tendances et Prévisions (2026 - 2031)

Tendances et Perspectives du Marché du Midstream Pétrolier et Gazier au Royaume-Uni

Le Secteur du Transport Devrait Connaître une Croissance

• Le Royaume-Uni dispose d'un vaste réseau de pipelines qui transportent le pétrole extrait des plateformes de la mer du Nord vers les terminaux côtiers en Écosse et dans le nord de l'Angleterre.
• En 2018, le gaz naturel importé par le Royaume-Uni sous forme de GNL s'élevait à 7,3 milliards de mètres cubes (Gm³), et le pipeline de gaz naturel atteignait 42,8 Gm³, ce qui représente une augmentation par rapport au GNL importé en 2017, principalement en raison de la demande croissante de gaz dans le pays.
• La consommation de gaz naturel a augmenté dans le pays de 2,3 % d'une année sur l'autre, pour atteindre 67,8 Mtep en 2018, contre 61,9 millions de tonnes d'équivalent pétrole (Mtep) en 2015. La consommation de pétrole au Royaume-Uni a augmenté de 0,56 % d'une année sur l'autre, passant à 77,0 en 2018 contre 75,3 en 2015. L'augmentation de la consommation est le signe d'une croissance économique accrue du pays.
• En 2018, l'Interconnecteur Bacton-Zeebrugge et le Pipeline Langeled sont les pipelines de gaz opérationnels les plus importants du pays, avec respectivement 74 mètres cubes et 72 mètres cubes de capacité de débit maximal.
• La capacité des pipelines du Royaume-Uni devrait légèrement augmenter au cours de la période de prévision en raison de l'accroissement de la production pétrolière dans le pays et de la hausse de la demande en pétrole et en gaz naturel.

L'Augmentation de la Production Pétrolière pour Stimuler le Marché

• Le Royaume-Uni dépend principalement de l'approvisionnement en pétrole et en gaz provenant de ses ressources en mer du Nord et des pays voisins comme la Norvège. En 2019, la plupart des pipelines par lesquels le Royaume-Uni importe sont reliés aux champs pétroliers et gaziers de la mer du Nord.
• La production pétrolière au Royaume-Uni a augmenté de manière substantielle, de 9,0 %, pour atteindre 50,8 en 2018, contre 46,6 en 2017.
• En 2018, les stocks de brut et les stocks de produits représentent environ 14,5 millions de tonnes de stockage au Royaume-Uni. Le pétrole est stocké dans de nombreux endroits, notamment dans des terminaux et des raffineries.
• En 2018, le Système de Pipeline Pétrolier et Gazier Forties (FPS) est actuellement en construction pour améliorer la sécurité et la fiabilité de la distribution. Le pipeline transporte environ 600 000 barils de pétrole par jour, ce qui représente environ 40 % de la production pétrolière du Royaume-Uni.
• Ainsi, l'augmentation de la production pétrolière devrait stimuler la croissance du secteur au cours de la période de prévision.

Paysage réglementaire

L'environnement réglementaire du midstream pétrolier et gazier au Royaume-Uni est scindé entre les régimes offshore et onshore. La North Sea Transition Authority (NSTA) administre les licences et autorisations pour l'activité amont et les infrastructures offshore associées, y compris les Pipeline Works Authorisations (PWA) en vertu du Petroleum Act 1998 pour les pipelines pétroliers et gaziers offshore (ainsi que pour les pipelines d'hydrogène et de dioxyde de carbone). La réglementation environnementale pour les projets offshore est traitée via une filière d'autorisation distincte pilotée par l'Offshore Petroleum Regulator for Environment and Decommissioning (OPRED), qui ajoute une couche de conformité distincte pour les terminaux et pipelines liés aux projets offshore.

Côté transport de gaz et aval, Ofgem réglemente le transport de gaz sous licence en vertu du Gas Act 1986, l'Uniform Network Code (UNC) fournissant le cadre commercial central pour la capacité, les dispositifs d'entrée/sortie et les interfaces d'équilibrage. En avril 2025, Ofgem a émis une consultation statutaire visant à modifier des conditions spéciales dans la licence de transporteur de gaz du National Transmission System, couvrant la réservation de capacité et les obligations de capacité d'entrée et de sortie incrémentale, indiquant un affinement actif de la manière dont la capacité est planifiée et allouée. La politique relative aux actifs gaziers reconvertis et aux nouvelles molécules progresse également, DESNZ pilotant les travaux sur le cadre réglementaire économique de l'hydrogène pour les réseaux de pipelines, tout en signalant une continuité avec les constructions de licences gazières existantes et les dispositifs de codes spécifiques à l'hydrogène.

Analyse de la chaîne de valeur

La chaîne de valeur du midstream pétrolier et gazier au Royaume-Uni débute avec la production offshore en mer du Nord (y compris à l'ouest des Shetland), où les hydrocarbures transitent par des systèmes de collecte offshore et des pipelines d'exportation vers des points de réception côtiers. Les flux se concentrent ensuite via des terminaux d'entrée et des pôles de traitement tels que St Fergus et Bacton, aux côtés d'infrastructures d'importation de GNL (notamment Isle of Grain et Milford Haven) qui complètent les importations par pipeline et influencent l'utilisation saisonnière et liée à la sécurité d'approvisionnement du réseau de transport. Le gaz est ensuite transporté via le National Transmission System exploité par National Gas Transmission, qui comprend environ 7 630 km de pipelines, avant d'être livré aux réseaux de distribution, aux producteurs d'électricité, aux grands utilisateurs industriels et aux interconnecteurs soutenant le commerce transfrontalier.

Les activités de soutien comprennent le stockage (notamment les cavités salines et autres actifs de stockage), la gestion de l'intégrité, le comptage, la compression et l'exploitation des terminaux, ainsi que les services et les activités de fabrication regroupés dans des pôles industriels établis. Les participants de la chaîne d'approvisionnement basés au Royaume-Uni comprennent des fabricants et des prestataires de services tels que Global Energy Group (Port of Nigg), Maraen, et d'autres contractants axés sur la mer du Nord qui soutiennent la maintenance, les modifications de sites existants et les ensembles d'équipements pour les terminaux et les systèmes de pipelines. Les portails de consentement et de planification pour les infrastructures nouvelles ou modifiées, y compris les PWA offshore et les seuils de planification pour les projets de pipelines et de stockage d'importance nationale, peuvent orienter les investissements vers des raccordements et des mises à niveau des couloirs existants plutôt que vers des systèmes en site vierge.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

Les investissements dans la flexibilité opérationnelle et la résilience des terminaux, interconnecteurs et actifs de stockage existants constituent un ensemble d'opportunités primaire, à mesure que le système gazier s'adapte à l'évolution des schémas d'approvisionnement. La mise à jour du système gazier midstream de DESNZ de juin 2025 destinée au marché souligne la nécessité de traiter les défis d'infrastructure durant la transition gazière, tandis que la consultation statutaire d'Ofgem d'avril 2025 sur la licence de transporteur de gaz met en avant le fait que la réservation de capacité et les obligations de capacité incrémentale restent des leviers politiques actifs pour l'accès au réseau et son renforcement. Le Planning Act 2008 définit également des seuils pour les infrastructures gazières d'importance nationale, y compris le stockage souterrain (capacité de 43 millions de mètres cubes standard ou débit de 4,5 millions de mètres cubes standard par jour), ce qui crée des trajectoires plus claires pour les projets d'envergure lorsque les dossiers commerciaux sont étayés.

La planification de l'hydrogène et du système énergétique au sens large crée également un espace blanc à court terme pour les propriétaires d'actifs midstream et les prestataires de services, via des concepts de reconversion et d'usage hybride. DESNZ a développé le cadre réglementaire économique de l'hydrogène pour les réseaux de pipelines, en utilisant une approche qui conserve les constructions de licences gazières familières tout en développant des dispositifs spécifiques à l'hydrogène, ce qui soutient les décisions d'investissement de phase précoce pour les actifs prêts pour l'hydrogène tels que le stockage et les pipelines. Les réformes de planification du système ajoutent des signaux supplémentaires, notamment une évolution vers un Gas Network Capability Needs Report sous l'égide du National Energy System Operator et des travaux gouvernementaux sur la planification spatiale énergétique stratégique, qui renforcent tous deux l'accent mis sur l'implantation coordonnée et la préparation du réseau. Des indices de changement de priorités apparaissent également dans l'identification des risques menée par le secteur, Offshore Energies UK (février 2026) mettant en avant les risques de fermeture anticipée pour des infrastructures de pipelines majeures et des terminaux de traitement tels que le Shetland Gas Plant et le terminal FUKA, renforçant l'importance commerciale des programmes de prolongation de vie, d'intégrité et de reconversion pour maintenir la viabilité des champs connectés et des routes d'importation.