Tamanho e Participação do Mercado de Midstream de Petróleo e Gás do Reino Unido - Análise de Tendências de Crescimento e Previsão (2026 - 2031)

Tendências e Perspectivas do Mercado de Midstream de Petróleo e Gás do Reino Unido

O Setor de Transporte Deverá Registrar Crescimento

• O Reino Unido possui uma extensa rede de gasodutos que transportam o petróleo extraído das plataformas do Mar do Norte para os terminais costeiros na Escócia e no norte da Inglaterra.
• Em 2018, o gás natural importado pelo Reino Unido na forma de GNL foi de 7,3 bilhões de metros cúbicos (bcm), e o gasoduto de gás natural atingiu 42,8 bcm, representando um aumento em relação ao GNL importado em 2017, principalmente devido à crescente demanda por gás no país.
• O consumo de gás natural aumentou no país em 2,3%, ano a ano, para 67,8 mtep em 2018, ante 61,9 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (mtep) em 2015. O consumo de petróleo no Reino Unido aumentou 0,56%, ano a ano, subindo para 77,0 em 2018, ante 75,3 em 2015. O aumento do consumo é indicativo do crescimento econômico do país.
• Em 2018, o Interconector Bacton-Zeebrugge e o Gasoduto Langeled são os gasodutos operacionais mais significativos do país, com capacidade máxima de fluxo de 74 metros cúbicos e 72 metros cúbicos, respectivamente.
• Espera-se que a capacidade dos gasodutos do Reino Unido cresça ligeiramente no período de previsão, devido ao aumento da produção de petróleo no país e ao aumento da demanda por petróleo e gás natural.

Aumento da Produção de Petróleo para Impulsionar o Mercado

• O Reino Unido depende predominantemente do fornecimento de petróleo e gás de seus recursos no Mar do Norte e de países vizinhos como a Noruega. Em 2019, a maioria dos gasodutos pelos quais o Reino Unido importa está conectada aos campos de petróleo e gás do Mar do Norte.
• A produção de petróleo no Reino Unido aumentou substancialmente, em 9,0%, para 50,8 em 2018, ante 46,6 em 2017.
• Em 2018, os estoques de petróleo bruto e de produtos derivados representam cerca de 14,5 milhões de toneladas de armazenamento no Reino Unido. O petróleo é armazenado em diversos locais, incluindo terminais e refinarias.
• Em 2018, o Sistema de Gasodutos de Petróleo e Gás Forties (FPS) está atualmente em construção para aumentar a segurança e a confiabilidade da distribuição. O gasoduto transporta cerca de 600.000 barris de petróleo por dia, o que representa aproximadamente 40% da produção de petróleo do Reino Unido.
• Portanto, espera-se que o aumento da produção de petróleo impulsione o crescimento do setor no período de previsão.

Panorama regulatório

O ambiente regulatório do midstream de petróleo e gás do Reino Unido é dividido entre regimes offshore e onshore. A North Sea Transition Authority (NSTA) administra o licenciamento e as autorizações para atividades upstream e infraestrutura offshore associada, incluindo as Pipeline Works Authorisations (PWAs) previstas no Petroleum Act 1998 para gasodutos e oleodutos offshore (bem como para dutos de hidrogênio e dióxido de carbono). A regulação ambiental para os empreendimentos offshore é conduzida por uma via de autorização separada, liderada pelo Offshore Petroleum Regulator for Environment and Decommissioning (OPRED), o que adiciona uma camada distinta de conformidade para terminais e dutos vinculados a projetos offshore.

No lado do transporte de gás e do downstream, a Ofgem regula o transporte de gás licenciado nos termos do Gas Act 1986, com o Uniform Network Code (UNC) fornecendo o arcabouço comercial central para capacidade, arranjos de entrada/saída e interfaces de balanceamento. Em abril de 2025, a Ofgem publicou uma consulta estatutária para modificar condições especiais na National Transmission System Gas Transporter Licence, abrangendo reserva de capacidade e obrigações incrementais de capacidade de entrada e saída, indicando um refinamento ativo na forma como a capacidade é planejada e alocada. A política para ativos de gás reaproveitados e novas moléculas também está avançando, com o DESNZ liderando o trabalho do arcabouço regulatório econômico do hidrogênio para redes de dutos, sinalizando ao mesmo tempo continuidade com as estruturas de licenciamento de gás existentes e com os arranjos de código específicos para hidrogênio.

Análise da cadeia de valor

A cadeia de valor do midstream de petróleo e gás do Reino Unido começa com a produção offshore no Mar do Norte (incluindo a região a oeste das Shetland), onde os hidrocarbonetos fluem por sistemas de coleta offshore e dutos de exportação até pontos de recepção costeiros. Os fluxos então se concentram em terminais de entrada e polos de processamento, como St Fergus e Bacton, além da infraestrutura de importação de GNL (incluindo Isle of Grain e Milford Haven), que complementa as importações por duto e influencia o uso sazonal e de segurança de suprimento da rede de transporte. O gás é então transportado pelo National Transmission System, operado pela National Gas Transmission, que compreende cerca de 7.630 km de dutos, antes de ser entregue às redes de distribuição, geradores de energia, grandes usuários industriais e interconectores que sustentam o comércio transfronteiriço.

As atividades de apoio incluem armazenamento (notadamente cavernas de sal e outros ativos de armazenamento), gestão de integridade, medição, compressão e operações de terminais, além de serviços e atividades de fabricação concentradas em polos industriais estabelecidos. Os participantes da cadeia de suprimentos baseados no Reino Unido incluem fabricantes e prestadores de serviços, como Global Energy Group (Port of Nigg), Maraen e outras empreiteiras voltadas ao Mar do Norte que dão suporte a manutenção, modificações em instalações existentes e pacotes de equipamentos para terminais e sistemas de dutos. As etapas de autorização e planejamento para infraestruturas novas ou modificadas, incluindo as PWAs offshore e os limiares de planejamento para projetos de dutos e armazenamento de importância nacional, podem direcionar o investimento para conexões e modernizações de corredores existentes em vez de sistemas greenfield.

Oportunidades de mercado e perspectivas futuras

Investimentos em flexibilidade operacional e resiliência em torno de terminais, interconectores e ativos de armazenamento existentes constituem um conjunto de oportunidades primário à medida que o sistema de gás se adapta a padrões de suprimento em mudança. A atualização de mercado do sistema de gás midstream do DESNZ, de junho de 2025, enquadra a necessidade de enfrentar desafios de infraestrutura durante a transição do gás, enquanto a consulta estatutária da Ofgem de abril de 2025 sobre a licença de Gas Transporter destaca que a reserva de capacidade e as obrigações de capacidade incremental continuam sendo alavancas de política ativas para acesso e reforço da rede. O Planning Act 2008 também define limiares para infraestrutura de gás de importância nacional, incluindo armazenamento subterrâneo (capacidade de 43 milhões de metros cúbicos padrão ou vazão de 4,5 milhões de metros cúbicos padrão por dia), o que cria caminhos mais claros para projetos de grande escala quando os casos comerciais são sustentados.

O planejamento de hidrogênio e do sistema energético mais amplo também cria espaços de curto prazo para proprietários e prestadores de serviços de midstream por meio de conceitos de reaproveitamento e uso híbrido. O DESNZ vem desenvolvendo o arcabouço regulatório econômico do hidrogênio para redes de dutos, utilizando uma abordagem que mantém estruturas familiares de licenciamento de gás ao mesmo tempo em que constrói arranjos específicos para o hidrogênio, o que apoia decisões de investimento em estágio inicial para ativos prontos para hidrogênio, como armazenamento e dutos. As reformas no planejamento de sistemas trazem sinais adicionais, incluindo o avanço rumo a um Gas Network Capability Needs Report sob o National Energy System Operator e o trabalho do governo em planejamento espacial estratégico de energia, ambos aumentando a ênfase em localização coordenada e prontidão de rede. Evidências de mudança de prioridades também aparecem na identificação de riscos liderada pelo setor, com a Offshore Energies UK (fevereiro de 2026) destacando riscos de fechamento antecipado para grandes infraestruturas de dutos e terminais de processamento, como o Shetland Gas Plant e o terminal FUKA, reforçando a importância comercial de programas de extensão de vida útil, integridade e reaproveitamento para manter viáveis os campos conectados e as rotas de importação.