Marktgröße, Marktanteil, Wachstum und Branchenanalyse für Onshore-Öl- und Gaspipelines, nach Typ (ERW-Rohre, SSAW-Rohre, LSAW-Rohre, andere), nach Anwendung (Rohöltransport, Erdgastransport, Transport raffinierter Produkte, andere), regionale Einblicke und Prognose bis 2035

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ONSHORE-ÖL- UND GAS-PIPELINE-MARKTBERICHT ÜBERBLICK

Der weltweite Markt für Onshore-Öl- und Gaspipelines wird im Jahr 2026 voraussichtlich 5,178 Milliarden US-Dollar wert sein und bis 2035 voraussichtlich 5,912 Milliarden US-Dollar erreichen, bei einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von 1,5 %.

Der Markt für Onshore-Öl- und Gaspipelines umfasst weltweit mehr als 3,5 Millionen Kilometer in Betrieb befindliche Onshore-Pipelines, die über 70 % des Rohöls und 80 % des Erdgases über landgestützte Infrastruktur transportieren. Stahlrohre machen fast 92 % der installierten Kapazität aus, während Durchmesser von 24 Zoll bis 48 Zoll 64 % der Fernübertragungsleitungen ausmachen. Über 58 % der zwischen 2020 und 2024 neu in Betrieb genommenen Onshore-Pipelines waren für den Erdgastransport bestimmt. Ungefähr 46 % der Cross-Country-Pipelines arbeiten mit Drücken über 1.000 psi. In 72 % der Hochdruckleitungen an Land sind Korrosionsmanagementsysteme installiert, was die strenge Einhaltung der Integritätsmanagementstandards widerspiegelt.

In den Vereinigten Staaten umfasst das Onshore-Pipelinenetz mehr als 2,8 Millionen Meilen, darunter 210.000 Meilen an Flüssigkeitspipelines und 305.000 Meilen an Übertragungspipelines. Erdgaspipelines machen 78 % der Gesamtlänge aus, während Rohölpipelines 15 % ausmachen. Rund 67 % der zwischenstaatlichen Gastransportpipelines arbeiten mit Drücken über 750 psi. Ungefähr 52 % der Pipeline-Erweiterungen zwischen 2022 und 2024 konzentrierten sich auf Texas, Pennsylvania und North Dakota. Über 61 % der neuen Onshore-Pipeline-Projekte in den USA enthielten fortschrittliche Leckerkennungssysteme und 48 % integrierte Glasfaserüberwachung für Echtzeit-Integritätsmanagement.

WICHTIGSTE ERKENNTNISSE DES ONSHORE-ÖL- UND GAS-PIPELINE-MARKTES

• Wichtigster Markttreiber:Ungefähr 80 % des weltweiten Erdgas- und 70 % des Rohölvolumens werden über Onshore-Pipelines transportiert, während 58 % der neuen Pipelineerweiterungen zwischen 2021 und 2024 auf Gas konzentriert waren und 62 % des grenzüberschreitenden Energiehandels von landgestützter Übertragungsinfrastruktur abhängen.

• Große Marktbeschränkung:Bei fast 45 % der Pipeline-Projekte kommt es zu behördlichen Verzögerungen von mehr als 18 Monaten, bei 38 % kommt es zu Streitigkeiten beim Landerwerb, bei 33 % werden Einschränkungen bei der Umweltgenehmigung gemeldet und bei 29 % kommt es zu Kostenüberschreitungen aufgrund von Compliance- und Genehmigungsproblemen.

• Neue Trends:Rund 54 % der neuen Onshore-Pipelines verfügen über digitale Überwachungssysteme, 47 % setzen jährlich intelligente Molchtechnologie ein, 36 % integrieren faseroptische Sensorik und 31 % verwenden wasserstofffähige Materialien für die Mischgasübertragung (bis zu 20 %).

• Regionale Führung:Nordamerika verfügt über etwa 34 % der weltweiten Onshore-Pipelinelänge, 28 % auf den asiatisch-pazifischen Raum, 18 % auf Europa, 14 % auf den Nahen Osten und Afrika und fast 6 % der installierten Kapazität auf Lateinamerika.

• Wettbewerbslandschaft:Die Top-5-Hersteller liefern fast 42 % der Leitungsrohre mit großem Durchmesser, während 63 % der Produktionskapazität in Asien, 21 % in Europa und 11 % in Nordamerika konzentriert sind, wobei 48 % der Produktion auf ERW-Rohre entfallen.

• Marktsegmentierung:Der Erdgastransport macht 58 % der gesamten Pipelineanwendungen aus, Rohöl macht 27 % aus, raffinierte Produkte machen 11 % aus und andere tragen 4 % bei, während LSAW- und SSAW-Rohre zusammen 61 % der Installationen mit großem Durchmesser ausmachen.

• Aktuelle Entwicklung:Zwischen 2023 und 2025 wurden weltweit über 22.000 km neue Onshore-Pipelines angekündigt, 49 % konzentrierten sich auf die Gasübertragung, 37 % integrierten automatisierte Schweißsysteme und 44 % integrierten KI-basierte Überwachungsplattformen.

ONSHORE-ÖL- UND GAS-PIPELINE-MARKT AKTUELLE TRENDS

Die Markttrends für Onshore-Öl- und Gaspipelines zeigen, dass der Ausbau der Erdgasinfrastruktur im Jahr 2024 58 % des gesamten Pipeline-Zubaus ausmachte, wobei Projekte zur Wasserstoffmischung 12 % der geplanten Modernisierungen ausmachten. Ungefähr 41 % der neuen Pipelinesysteme nutzten die Modellierung digitaler Zwillinge, um die Streckenführung und Belastungsanalyse zu optimieren. In 46 % der Anlagen mit großem Durchmesser wurden hochfeste Stahlsorten wie API 5L X70 und X80 verwendet.

In der Onshore-Öl- und Gaspipeline-Marktanalyse führten 63 % der Betreiber jährlich Inline-Inspektionswerkzeuge ein, während 39 % ihre Überwachungskontroll- und Datenerfassungssysteme modernisierten. Rund 34 % der neuen Onshore-Pipeline-Verträge sahen automatisierte Schweißprozesse vor, wodurch die Verbindungsproduktivität um 27 % verbessert wurde. Darüber hinaus waren 52 % der neuen Erdgastransportprojekte für Drücke über 1.200 psi ausgelegt.

Die Onshore Oil and Gas Pipeline Market Insights zeigen außerdem, dass 44 % der Betreiber in vorausschauende Wartungssysteme investiert haben, wodurch ungeplante Ausfallzeiten um 19 % reduziert wurden. Fast 29 % der laufenden Projekte umfassten die Integration von Pipelines zur CO2-Abscheidung und -Speicherung und unterstützten so die Emissionsreduktionsziele. Über 36 % der Onshore-Langstreckenpipelines verfügen mittlerweile über faseroptische akustische Sensoren, wodurch die Empfindlichkeit der Leckerkennung um 31 % erhöht wird.

DYNAMIK DES ONSHORE-ÖL- UND GASPIPELINE-MARKTS

Treiber

Ausbau der Upstream-Produktion und Schiefererschließung

Die weltweite Rohölproduktion überstieg im Jahr 2024 100 Millionen Barrel pro Tag, wobei fast 70 % über Onshore-Pipelines transportiert wurden. Die Schieferproduktion in Nordamerika macht über 64 % der regionalen Rohölproduktion aus und treibt 52 % der Pipeline-Erweiterungsprojekte zwischen 2022 und 2024 voran. Rund 58 % der neuen Erdgasproduktionserweiterungen sind über Hochdruckübertragungspipelines mit einem Betrieb von über 1.000 psi verbunden. Im asiatisch-pazifischen Raum stieg die inländische Gasproduktion zwischen 2022 und 2024 um 8 %, was eine zusätzliche Pipeline-Infrastruktur von über 6.000 km erfordert. Ungefähr 47 % der Pipeline-Kapazitätserweiterungen sind mit der Erschließung neuer vorgelagerter Felder mit einer Produktion von mehr als 200.000 Barrel pro Tag verbunden. Diese produktionsbedingten Anforderungen stärken direkt die Wachstumsaussichten des Onshore-Öl- und Gaspipeline-Marktes, insbesondere für Rohre mit großem Durchmesser über 36 Zoll, die 28 % der Fernübertragungsinstallationen ausmachen.

Zurückhaltung

Projektverzögerungen, Kostensteigerungen und geopolitische Zwänge

Ungefähr 45 % der Pipeline-Projekte weltweit sind mit Genehmigungsverzögerungen von mehr als 12 Monaten konfrontiert, und bei 38 % kommt es zu Landerwerbs- oder Wegerechtstreitigkeiten. Rund 33 % der geplanten Strecken werden aufgrund von Bedenken hinsichtlich der Umweltauswirkungen überarbeitet, wodurch sich die Bauzeit um 18 % verlängert. Die Materialkosten für Leitungsrohre sind zwischen 2021 und 2023 um 21 % gestiegen und betreffen fast 29 % der Projektbudgets. In Europa unterliegen 42 % der neuen Gaspipelines strengeren Vorschriften zur Einhaltung von Methanemissionen. Grenzüberschreitende geopolitische Spannungen beeinflussen 26 % der internationalen Pipelineprojekte und führen in 14 % der Fälle zu einer Aussetzung oder Neuplanung. Darüber hinaus wenden 31 % der Pipelinebetreiber über 8 % der Investitionsausgaben für die Einhaltung gesetzlicher Vorschriften auf. Diese Einschränkungen bremsen die Projektdurchführungsgeschwindigkeit im Rahmen der Onshore-Öl- und Gaspipeline-Branchenanalyse.

Digitalisierungs-, Automatisierungs- und Integritätsmanagement-Upgrades

Gelegenheit

Initiativen zur digitalen Transformation werden in 44 % der Hochdruck-Onshore-Pipelines umgesetzt, wobei 39 % faseroptische Sensorsysteme zur Leckerkennung einsetzen. Automatisierte Schweißtechnologien wurden zwischen 2023 und 2025 in 34 % der Pipeline-Projekte mit großem Durchmesser eingeführt, was die Verbindungseffizienz um 24 % verbesserte und die Fehlerraten um 22 % senkte. Ungefähr 41 % der neuen Pipeline-Designs beinhalten die Modellierung digitaler Zwillinge, wodurch die Genauigkeit der Routenoptimierung um 19 % verbessert wird. Vorausschauende Wartungsplattformen werden von 36 % der Betreiber genutzt, wodurch ungeplante Ausfallzeiten um 18 % reduziert werden. Wasserstofffähige Infrastrukturen machen 21 % der neu in Betrieb genommenen Gaspipelines aus, während 37 % der europäischen Nachrüstungsprojekte Wasserstoffkompatibilitätsmerkmale umfassen.

Initiativen zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung haben seit 2022 um 26 % zugenommen und erfordern über 1.200 km dedizierte CO₂-Pipelines. Diese Faktoren schaffen messbare Marktchancen für Onshore-Öl- und Gaspipelines, insbesondere bei hochfesten Stahlsorten wie X70 und X80, die in 58 % der modernen Übertragungsprojekte verwendet werden.

Alternde Vermögenswerte und betriebliches Risikomanagement

Herausforderung

Fast 48 % der weltweiten Onshore-Pipelines sind über 30 Jahre alt und 21 % haben eine Lebensdauer von mehr als 50 Jahren, was die Ausfallwahrscheinlichkeit im Vergleich zu neueren Anlagen um 17 % erhöht. Korrosion ist für 32 % der jährlichen Pipeline-Vorfälle verantwortlich, während mechanische Defekte 19 % ausmachen. Rund 57 % der Betreiber führen alle 3 bis 5 Jahre eine Inline-Inspektion durch, doch 23 % berichten von Einschränkungen bei der Erkennung von Mikrorissen mit einer Tiefe von weniger als 2 mm. In Nordamerika wurden 63 % der Übertragungsleitungen vor 1990 installiert und die Wartungsausgaben sind seit 2022 um 24 % gestiegen. Ungefähr 68 % der Hochdruckpipelines sind auf kathodische Schutzsysteme angewiesen und 44 % integrieren Fernüberwachungsplattformen.

Allerdings stehen 34 % der Betreiber vor Integrationsproblemen zwischen älteren SCADA-Systemen und fortschrittlicher Analysesoftware. Betriebsunterbrechungen aufgrund von Schäden Dritter sind für 18 % der gemeldeten Vorfälle verantwortlich, während extreme Wetterereignisse jedes Jahr 14 % der Pipelinenetze beeinträchtigen. Diese strukturellen und betrieblichen Komplexitäten bestimmen das Risikoumfeld im Marktausblick für Onshore-Öl- und Gaspipelines.

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SEGMENTIERUNG DES ONSHORE-ÖL- UND GASPIPELINE-MARKTES

Nach Typ

• ERW-Rohre: ERW-Rohre (elektrisch widerstandsgeschweißt) machen etwa 48 % aller Onshore-Pipelineinstallationen aus, insbesondere bei kleinen bis mittleren Durchmessern unter 24 Zoll. Rund 57 % der städtischen Gasverteilungs- und Zuleitungsleitungen nutzen ERW-Rohre aufgrund der Kosteneffizienz und der gleichmäßigen Wandstärke. Fast 44 % der ERW-Produktionskapazität konzentriert sich auf den asiatisch-pazifischen Raum, und 63 % der ERW-Pipelines werden unter 1.000 psi betrieben. Die Produktionsautomatisierung steigerte die Produktionseffizienz zwischen 2022 und 2024 um 22 %, während 36 % der ERW-Rohre mit schmelzgebundenem Epoxidharz beschichtet sind, um die Korrosionsbeständigkeit zu erhöhen.

• SSAW-Rohre: SSAW-Rohre (Spiral Submerged Arc Welded) machen fast 29 % des Onshore-Öl- und Gaspipeline-Marktanteils aus und werden üblicherweise in Durchmessern von 20 Zoll bis 60 Zoll verwendet. Ungefähr 61 % der SSAW-Rohre werden in Rohöltransportprojekten in Schwellenländern eingesetzt. Rund 68 % der SSAW-Installationen verfügen über dreischichtige Polyethylen-Beschichtungssysteme. Fast 36 % der SSAW-Produktion werden ins Ausland exportiert. Die Spiralschweißtechnologie verbesserte den Produktionsdurchsatz im Zeitraum 2023–2024 um 18 %, und 42 % der SSAW-Pipelines haben eine Projektlänge von mehr als 500 km.

• LSAW-Rohre: LSAW-Rohre (Longitudinal Submerged Arc Welded) machen etwa 32 % der Hochdruck-Übertragungsleitungen an Land mit großem Durchmesser aus. Ungefähr 54 % der grenzüberschreitenden Gaspipelines mit einer Länge von mehr als 1.000 km verwenden LSAW-Rohre. Fast 49 % der LSAW-Installationen arbeiten über 1.200 psi. Rund 72 % der Produktionsstätten wenden Ultraschallprüfungen zur Prüfung der Schweißnahtintegrität an. Auf China und Europa entfallen zusammen 46 % der LSAW-Produktionskapazität. In 58 % der LSAW-Anwendungen werden hochfeste Sorten wie X70 und X80 verwendet.

• Andere: Andere Rohrtypen machen 11 % der Gesamtinstallationen aus, darunter nahtlose Rohre, die in 9 % der hochbeanspruchten Segmente wie Kompressorstationen verwendet werden. Ungefähr 24 % der Offshore-Onshore-Verbindungen enthalten nahtlose Rohre für die Druckstabilität. Speziallegierungsrohre für korrosive Umgebungen machen 6 % der Nischenanwendungen aus. Mit Verbundwerkstoffen ausgekleidete Rohre werden in 3 % der Chemie- und CO₂-Übertragungsleitungen verwendet und bieten eine um 28 % höhere Korrosionsbeständigkeit im Vergleich zu herkömmlichem Kohlenstoffstahl.

Auf Antrag

• Rohöltransport: Der Rohöltransport macht 27 % der Marktgröße für Onshore-Öl- und Gaspipelines aus. Rund 65 % der Rohölpipelines sind länger als 500 km. Fast 52 % arbeiten mit Drücken zwischen 600 psi und 1.200 psi. In 59 % der Rohölleitungen sind Leckerkennungssysteme installiert, und 48 % der Exporte aus dem Nahen Osten basieren auf Onshore-Rohölpipelines.

• Erdgastransport: Der Erdgastransport dominiert mit einem Anteil von 58 %. Ungefähr 72 % des internationalen Gashandels fließen über Onshore-Pipelines. Fast 46 % der Gaspipelines arbeiten mit einem Druck von mehr als 1.000 psi. Bei 37 % aller neuen Gaspipeline-Projekte ist eine Wasserstoffbeimischung von bis zu 20 % möglich.

• Übertragung raffinierter Produkte: Die Übertragung raffinierter Produkte macht 11 % des Marktes aus. Rund 41 % der raffinierten Pipelines transportieren Benzin und Diesel über Entfernungen von mehr als 300 km. Chargentransportsysteme werden in 33 % der Pipelines für raffinierte Produkte eingesetzt. Ungefähr 28 % der Konnektivität zwischen Raffinerie und Terminal hängt von speziellen Onshore-Pipelines ab.

• Andere: Andere Anwendungen machen 4 % der gesamten Pipelineinstallationen aus. Ungefähr 19 % der Projekte zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung erfordern Onshore-CO₂-Pipelines. Rund 14 % der erweiterten Ölförderungsmaßnahmen sind auf CO₂-Übertragungsleitungen von mehr als 100 km Länge angewiesen. Chemiepipelines machen 3 % der spezialisierten Industrieinfrastruktur aus.

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REGIONALER AUSBLICK AUF DEN ONSHORE-ÖL- UND GAS-PIPELINE-MARKT

• Nordamerika

Auf Nordamerika entfallen rund 34 % des weltweiten Onshore-Öl- und Gaspipeline-Marktanteils, unterstützt durch mehr als 2,9 Millionen Meilen betriebsbereiter Pipeline-Infrastruktur. Erdgaspipelines machen 78 % des regionalen Netzes aus, Rohöl macht 15 % aus und raffinierte Produkte tragen 7 % bei. Rund 63 % der Übertragungsleitungen wurden vor 1990 installiert, was die Modernisierungsaktivität zwischen 2022 und 2024 um 32 % steigert. Fast 58 % der zwischenstaatlichen Gasleitungen arbeiten mit einem Druck von über 750 psi und 33 % über 1.000 psi. Ungefähr 52 % der neuen Pipelineerweiterungen konzentrierten sich auf Schiefer fördernde Regionen, wobei Texas und Pennsylvania über 40 % der Erweiterungen ausmachten. Glasfaserüberwachungssysteme sind in 39 % der Neuinstallationen integriert, während 47 % fortschrittliche SCADA-Plattformen einsetzen. In 68 % der Hochdruckleitungen sind Korrosionsschutzsysteme implementiert, wodurch die Unfallrate in den letzten fünf Jahren um 18 % gesenkt wurde.

• Europa

Europa verfügt über fast 18 % der weltweiten Onshore-Pipeline-Infrastruktur mit einer installierten Kapazität von insgesamt über 600.000 Kilometern. Der Erdgastransport macht 67 % der regionalen Pipelinelänge aus, Rohöl macht 22 % aus und raffinierte Produkte machen 8 % aus. Ungefähr 42 % des Netzwerks sind älter als 40 Jahre und haben die Inspektionshäufigkeit in den letzten drei Jahren um 31 % erhöht. Deutschland, Italien und Frankreich tragen zusammen 39 % der gesamten Pipelinekapazität Europas bei. Fast 44 % des importierten Erdgases fließen über grenzüberschreitende Pipelines mit einer Länge von mehr als 500 km. Im Jahr 2024 wurden in 21 % der neuen Pipeline-Projekte wasserstofftaugliche Upgrades integriert, und 36 % der Hochdruckleitungen nutzen fortschrittliche Leckerkennungstechnologien. Rund 29 % der Infrastrukturinvestitionen konzentrieren sich auf die Verbesserung der Verbindungen zwischen den EU-Mitgliedstaaten, während 41 % der Übertragungskapazitäten über 900 psi betrieben werden, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

• Asien-Pazifik

Der asiatisch-pazifische Raum repräsentiert etwa 28 % der globalen Marktgröße für Onshore-Öl- und Gaspipelines mit mehr als 1 Million Kilometern in Betrieb befindlicher Pipelines. Auf China entfallen 46 % der regionalen Kapazität, während Indien sein Gastransportnetz zwischen 2022 und 2024 um 17 % ausbaute. Rund 61 % der Neuinstallationen konzentrieren sich auf Erdgaspipelines und 43 % arbeiten mit Drücken über 1.000 psi. Ungefähr 38 % der länderübergreifenden Projekte sind länger als 800 km und unterstützen Industriekorridore und städtische Nachfragezentren. Die heimische Stahlproduktion deckt 29 % des Pipeline-Materialbedarfs, wodurch die Abhängigkeit von Importen um 18 % verringert wird. In 41 % der zwischen 2023 und 2025 in Betrieb genommenen Pipelines wurden digitale Integritätsüberwachungssysteme installiert. Südostasien macht 14 % des regionalen Wachstums aus, wobei 33 % der neuen Pipelines für den Transport mehrerer Produkte ausgelegt sind und 24 % für die Beimischung von Wasserstoff bis zu 15 % vorbereitet sind.

• Naher Osten und Afrika

Der Nahe Osten und Afrika machen fast 14 % des globalen Onshore-Öl- und Gaspipeline-Marktes aus, wobei die Rohölübertragung 48 % der regionalen Pipeline-Anwendungen ausmacht. Saudi-Arabien und die Vereinigten Arabischen Emirate verfügen zusammen über 37 % der installierten regionalen Kapazität. Rund 52 % der Pipelines werden in Wüstenklima mit Temperaturen über 45 °C betrieben, weshalb bei 68 % der Neuinstallationen korrosionsbeständige Beschichtungen erforderlich sind. Ungefähr 44 % der Übertragungsleitungen arbeiten mit mehr als 1.000 psi, um Exportkorridore mit hohem Volumen zu unterstützen. Auf Afrika entfallen 29 % der regionalen Erweiterungsprojekte zwischen 2023 und 2025, wobei 33 % sich auf grenzüberschreitende Konnektivität über 700 km konzentrieren. Automatisierte Schweißtechnologien werden bei 27 % der neuen Pipeline-Projekte eingesetzt und verbessern die Verbindungsintegrität um 22 %. In 31 % der Übertragungsnetze sind digitale Überwachungssysteme installiert, die die Reaktionszeiten bei Lecks in den wichtigsten Förderregionen um 19 % verkürzen.

LISTE DER BESTEN ONSHORE-ÖL- UND GAS-PIPELINE-UNTERNEHMEN

• EVRAZ
• Baoji Petroleum Steel Pipe
• JFE
• Jindal SAW Ltd
• EUROPIPE Group
• Essar Steel
• Jiangsu Yulong Steel Pipe
• American SpiralWeld Pipe Company, LLC
• Zhejiang Kingland
• Tenaris
• Shengli Oil & Gas Pipe
• CNPC Bohai Equipment Manufacturing
• CHU KONG PIPE
• Baosteel
• Borusan Mannesmann

Top 2 Unternehmen mit dem höchsten Marktanteil:

• Tenaris hält etwa 9 % des weltweiten Marktes für Onshore-Öl- und Gaspipelinerohre mit großem Durchmesser, mit einer jährlichen Produktionskapazität von mehr als 3 Millionen Tonnen und mehr als 60 % seiner Produktion für Übertragungspipelines mit einem Durchmesser von mehr als 24 Zoll.
• Die EUROPIPE-Gruppe verfügt über fast 7 % der weltweiten Produktionskapazität für Hochdruck-Onshore-Transportpipelines und produziert jährlich über 2 Millionen Tonnen, wobei rund 65 % der Lieferungen für Fernpipelines mit einem Druck von über 1.000 psi bestimmt sind.

INVESTITIONSANALYSE UND CHANCEN

Die Investitionen im Markt für Onshore-Öl- und Gaspipelines stiegen zwischen 2022 und 2024 in Hochdruckübertragungsprojekten um 23 %, wobei fast 41 % der Investitionsausgaben in den Ausbau von Erdgaspipelines mit einer Länge von mehr als 500 km flossen. Rund 36 % der Gesamtfinanzierung flossen in digitale Überwachungstechnologien, darunter SCADA-Upgrades und faseroptische Sensorsysteme, die auf 44 % der neu in Betrieb genommenen Leitungen eingesetzt wurden. Auf wasserstofffähige Infrastruktur entfielen im Jahr 2024 18 % der geplanten Investitionen, wobei 12 % dieser Projekte auf Beimischungsverhältnisse von bis zu 20 % ausgelegt waren. Auf den asiatisch-pazifischen Raum entfielen 39 % der Zusagen für neue Pipeline-Investitionen, unterstützt durch einen Ausbau der regionalen Gasnetzanbindung um 17 %.

Fast 27 % der weltweiten Investitionen konzentrierten sich auf grenzüberschreitende Projekte mit einer Länge von mehr als 1.000 km, während 31 % der Auftragnehmer automatisierte Schweißsysteme implementierten, um die Verbindungskonsistenz zu verbessern und die Fehlerquote um 22 % zu senken. Rund 22 % der Wartungsbudgets wurden in Technologien zur Korrosionsminderung umgeleitet, darunter kathodische Schutzsysteme, die in 68 % der Hochdruckleitungen installiert wurden. Ungefähr 29 % der Betreiber erhöhten die Zuweisung für Integritätsmanagementprogramme und 34 % investierten in prädiktive Analyseplattformen, um die Ausfallwahrscheinlichkeit um 18 % zu reduzieren und so die langfristige Anlagenzuverlässigkeit im gesamten Onshore-Öl- und Gaspipeline-Markt zu stärken.

NEUE PRODUKTENTWICKLUNG

Ungefähr 37 % der Pipelinehersteller haben zwischen 2023 und 2025 hochfeste Stahlrohre der Güteklassen X80 und X100 eingeführt, die in 46 % der neuen Übertragungsprojekte Betriebsdrücke über 1.200 psi unterstützen. Fast 44 % der neuen Produkteinführungen enthielten fortschrittliche Korrosionsschutzbeschichtungen, die eine um 25 % höhere Haltbarkeitsleistung unter Salz- und Hochtemperaturbedingungen über 60 °C zeigten. Intelligente Molchwerkzeuge mit einer um 30 % verbesserten Fehlererkennungsgenauigkeit wurden von 52 % der Bediener eingesetzt, wobei 63 % der Inspektionsprogramme hochauflösende magnetische Streuflusssensoren integrierten.

Rund 19 % der neuen Rohrleitungskonstruktionen verfügen über Verbundauskleidungen, die die chemische Beständigkeit im Vergleich zu herkömmlichen Stahlinnenräumen um 28 % verbessern. Wasserstoffkompatible Ventile wurden in 28 % der Neuinstallationen integriert, während 21 % der Armaturen für den Wasserstoffbetrieb bei Drücken über 1.000 psi zertifiziert waren. Automatisierte Schweißroboter verbesserten die Verbindungseffizienz um 24 % und verkürzten die Installationszeit bei Rohrleitungen mit großem Durchmesser über 36 Zoll um 17 %. Ungefähr 33 % der Produktinnovationsbudgets wurden für digitale Integritätsmanagementplattformen bereitgestellt, was eine 26 % schnellere Anomalieerkennung und 19 % geringere Ausfallzeiten bei der Inspektion ermöglichte.

FÜNF AKTUELLE ENTWICKLUNGEN (2023–2025)

• Im Jahr 2023 wurden im asiatisch-pazifischen Raum 8.000 km neue Erdgaspipelines genehmigt, was 36 % des weltweiten Zubaus entspricht.
• Im Jahr 2024 wurden 41 % der neuen europäischen Pipelines als wasserstoffbereit bis zu einer Beimischungskapazität von 20 % zertifiziert.
• Im Jahr 2025 enthielten 29 % der Pipeline-Nachrüstungen in Nordamerika Glasfaser-Leckerkennungssysteme.
• Im Jahr 2023 stieg der Einsatz von automatisiertem Schweißen bei Pipelineprojekten mit großem Durchmesser um 34 %.
• Im Jahr 2024 sind die Projekte für CO2-Abscheidungspipelines um 26 % gewachsen, wobei sich weltweit über 1.200 km im Bau befinden.

BERICHTSBERICHTERSTATTUNG ÜBER DEN ONSHORE-ÖL- UND GAS-PIPELINE-MARKT

Der Onshore-Öl- und Gaspipeline-Marktbericht deckt über 25 Länder ab, die 92 % der weltweit installierten Pipelinelänge von mehr als 3,5 Millionen km repräsentieren. Die Bewertung bewertet mehr als 22.000 km geplanter Erweiterungen zwischen 2023 und 2025, wobei 58 % des analytischen Schwerpunkts auf Erdgastransportnetze mit einem Betrieb über 800 psi gerichtet sind. Ungefähr 27 % der Berichterstattung befasst sich mit Rohölpipelines mit einer Länge von mehr als 500 km, während 11 % in 33 % der Fälle raffinierte Produktübertragungssysteme analysieren, die Batch-Flow-Technologie nutzen.

Der Onshore Oil and Gas Pipeline Industry Report bewertet 15 große Hersteller, die 42 % der weltweiten Versorgungskapazität für Rohre mit großem Durchmesser über 24 Zoll ausmachen. Rund 34 % des Berichtsumfangs konzentrieren sich auf digitale Überwachungstechnologien, einschließlich Inline-Inspektionstools, die in 63 % der Hochdrucksysteme eingesetzt werden. Mehr als 48 % der Bewertung befasst sich mit Rahmenbedingungen zur Einhaltung gesetzlicher Vorschriften, Umweltgenehmigungsverfahren, die 45 % der neuen Projekte betreffen, und Integritätsmanagementstandards, die auf 72 % der Pipelines angewendet werden, die älter als 30 Jahre in Betrieb sind, in Nordamerika, Europa, im asiatisch-pazifischen Raum sowie im Nahen Osten und Afrika.