Abbildung 4-1: Erdölproduktion und – verbrauch von 2000 bis 2018 in China sowie Projektion bis 2030 und 2050 (Daten: CNPC, 2018).
Beim Erdgas ist ein Verbrauchswachstum bis über das Jahr 2050 hinaus zu erwarten, welches sich allerdings zu Beginn der 2040er Jahre deut-lich abschwächen dürfte. Der erdgasverbrauch im Jahr 2035 wird bei 620 Mrd. m³, im Jahr 2050 bei 650 Mrd. m³ prognostiziert. Die Erdgasförde -rung wird im Jahr 2035 auf 300 Mrd. m³ anwach-sen (2050 bis 350 Mrd. m³). Die Förderung von Erdgas aus nicht-konventionellen Vorkommen, wie Schiefergas, Coal Bed Methan (CBM) und, in geringem Umfang, Methan aus marinen Gas-hydraten, wird ab dem Jahr 2035 einen Anteil von rund 50 % an der Gesamtförderung haben (CNPC, 2018).
>> Chinas Erdgasbedarf wird massiv steigen
Importsituation
China war im Jahr 2018 der weltweit größte Im-porteur von Erdöl und Erdgas. Obgleich die Koh -lenwasserstoffimporte über zahlreiche Länder diversifiziert waren, waren der Nahe Osten und Zentralasien die Hauptlieferregionen (Abb. 4-3).
Die wichtigste Importregion für Erdöl ist für Chi-na der Nahe Osten mit rund 38 % Anteil an den Gesamtimporten. Das wichtigste Lieferland ist allerdings die Russische Föderation (16 %).
Im Gegensatz zu Erdöl, das China schon seit Jahrzehnten (netto) importiert, führt das Land erst seit Mitte der 2000er Jahre (netto) Erdgas ein. Die ersten LNG-Importe in größerem Um-fang begannen im Jahr 2006; der erste Pipeline -gasimport im Jahr 2010. China hat in den letzten
Abbildung 4-2: Erdgasproduktion und –verbrauch von 2000 bis 2018 in China sowie Projektion bis 2030 und 2050 (Daten:
CNPC, 2018).
Abbildung 4-3: Relative Größe der länderspezifischen Erdölimporte sowie Importe von Erdgas Chinas im Jahr 2018 (ITC, 2019) und Auslandsinvestitionen seit 2005 in den KW-Sektor im Ausland (Beteiligungen und Infrastruktur) (Daten: AEI, 2019).
Chinas steigender Bedarf an Kohlenwasserstoffen
Jahren insbesondere seine LNG-Importinfra-struktur rasant ausgebaut, da LNG, den Vorteil bietet, vergleichsweise schnell und flexibel be-nötigtes Erdgas zu importieren. Im Jahr 2018 bezog China rund 60 % des importierten Erdga-ses in Form von LNG. Mit 54 Mt5 war das Land nach Japan der zweitgrößte LNG-Importeur der Welt (GIIGNL, 2019). Wichtigstes Erdgasliefer-land ist Australien (23,1 Mrd.m³).
Ende des Jahres 2019 ging die russische Pow-er of SibPow-eria Gaspipeline in für den Export von erdgas nach China in Betrieb. Diese hat eine Exportkapazität von 38 Mrd. m³ pro Jahr. Somit wird die Russische Föderation in wenigen Jah-ren voraussichtlich zum wichtigsten Erdgasliefe-ranten Chinas aufsteigen.
>> Russische Föderation zukünftig wich-tigster Lieferant für Erdöl und Erdgas
Die energiepolitische Zusammenarbeit zwi-schen der Russizwi-schen Föderation und China wurde in den vergangenen zehn Jahren deutlich verstärkt. Das lässt sich an der Zunahme der Inf-rastrukturprojekte und Joint Ventures im Kohlen-wasserstoffsektor erkennen. China ist beispiels-weise mit insgesamt 20 % (jeweils 10 % durch CNPC und CNOOC) an dem russischen, im Auf-bau befindlichen Arctic-LNG-2-Projekt beteiligt, das jährlich bis zu 20 Mt LNG6 produzieren wird (NOVATEK, 2019). Darüber hinaus ist das Land bereits mit rund 30 % (20 % über CNPC und 9,9 % über den Seidenstraßenfonds) am Yamal-LNG-Projekt beteiligt, das 16,5 Mt LNG7 Produk-tionskapazität aufweist (YAMAL LNG, 2019).
Für China ist die Straße von Malakka, die Meer-enge zwischen der Malaiischen Halbinsel und der Nordostküste von Sumatra, von großer stra-tegischer Bedeutung, da schätzungsweise 75 % der Erdöl- und 30 % der Erdgasimporte (in Form von LNG) durch sie führen. Für China ist es
5 entspricht 74,5 Mrd. m³ erdgas unter Normbedingungen 6 entspricht rund 27,6 Mrd. m³ Methan unter
Normbedin-gungen.
daher wichtig, seine energieimporte auch geo-grafisch zu diversifizieren und einen substanziel-len Teil der Importe nicht seegestützt einführen zu müssen. Insbesondere der Bau neuer Erd-gaspipelines aus dem Zentralasiatischen Raum und der Russischen Föderation wird daher vor-aussichtlich weiter vorangetrieben werden. Chi-nesisch–russische Gespräche für den Bau einer weiteren Gaspipeline, entweder durch die Mon-golei (Trans-Mongolische-Pipeline) oder über die gemeinsame Grenze im Westen des Landes (Altai-Pipeline) fanden bereits im Jahr 2019 statt (Petroleum Economist, 2019a).
Strategien zur Bedarfsdeckung
Die bestehende und in Zukunft noch weiter stei-gende Importabhängigkeit hat Auswirkungen auf die Energiepolitik des Landes. Um den Bedarf an Kohlenwasserstoffen auch zukünftig decken zu können, forciert das Land den Ausbau der heimischen Erdöl- und Erdgasförderung und be-treibt eine Politik der Sicherung und Diversifizie-rung der Kohlenwasserstoffimporte. Letzteres geschieht über direkte und indirekte Beteiligung an Kohlenwasserstoffprojekten im Ausland.
Auch wenn die Steigerung der heimischen För-derung einen bedeutenden Beitrag zur Versor-gungsicherheit mit Kohlenwasserstoffen liefern wird, ist die Sicherung der Importe auf abseh-bare Zeit von hoher Bedeutung für China. Es ist unwahrscheinlich, dass die zukünftig zusätzlich benötigten Mengen allein über eine Erhöhung der Eigenförderung darstellbar sein werden.
>> China weltweit an Kohlenwasserstoff-projekten beteiligt
Der chinesische Kohlenwasserstoffsektor wird bislang von drei großen staatlichen Erdölunter-nehmen dominiert: CNPC8, CPC9 und CNOOC.
Um die im China Energy Outlook 2050 (CNPC, 2018) angegebenen Mengen an Erdöl und
8 Mutterunternehmen von Petrochina 9 Mutterunternehmen von Sinopec
Erdgas zu fördern, sind hohe Investitionen in den E&P-Sektor nötig. In diesem Zusammenhang ist die vollständige Öffnung des chinesischen Öl- und Gasmarktes zum 01. Mai 2020 zu sehen (Xinhuanet, 2020), die es privaten und auslän-dischen Unternehmen erstmalig ermöglichen wird, im E&P-Bereich in China aktiv zu werden.
Obgleich die Preise für Rohöl auf einem relativ niedrigen Niveau sind, haben staatliche Erdölun-ternehmen seit dem Jahr 2016 ihre Investitionen in den chinesischen E&P-Sektor erheblich aus-geweitet. Der Handelskonflikt mit den USA und ein sich verlangsamendes Wirtschaftswachstum wirken zusätzlichen als treibende Kräfte, durch Investitionen die künftige energieproduktion aus heimischen Quellen sicherzustellen und somit auch die Gesamtwirtschaft zu stützen (Kawase, 2019).
Bemerkenswerte Fortschritte sind in China in den letzten Jahren bei der Erschließung schwer zugänglicher Kohlenwasserstoffressourcen, wie in ultra-tiefen Becken10, Schiefergasvorkommen und Methanhydraten erzielt worden. Zusätzlich baut China seine Kohleverflüssigungskapazitä-ten stetig aus.
Die Exploration und Entwicklung tiefliegender Erdöl- und Erdgasvorkommen bildet einen der wichtigsten zukünftigen Bereiche für Chinas Öl- und Gasindustrie. Schätzungsweise lagern 27 % der chinesischen Erdöl- und 49 % der Erdgasressourcen in ultra-tiefen Becken (Pang et al., 2015). In den letzten Jahren kam es in China zu einer Reihe von Durchbrüchen bei der Exploration und Erschließung von Kohlen-wasserstoffen in ultra-tiefen Sedimentbecken, u. a. dem Tarim- und Sichuanbecken (Guo et al., 2019, Xu et al., 2018). Neben Neufunden und erlangtem geologischem Systemverständ-nis, wurden auch erfolgreich Testförderun-gen mit hohen Produktionsraten in Teufen von rund 8.000 m durchgeführt (Reuters, 2019a).
Neben konventionellen Vorkommen erschließt das Land zunehmend seine
nicht-konventio-10 > 6.000 m Teufe
nellen Kohlenwasserstoffressourcen. Seit dem Jahr 2014 fördert das Land Schiefergas, wovon es über erhebliche Ressourcen verfügt. Die Pro-duktion lag im Jahr 2018 bei rund 10 Mrd. m³ und hat damit bereits über 6 % Anteil an der chi-nesischen Erdgasförderung (PESGB, 2019). Die Förderung findet bislang vorwiegend im Sichu-anbecken statt.
Nach fast zwei Jahrzehnten Forschungsarbeit über Gashydrate im Südchinesischen Meer, ist es im Jahr 2017 erstmalig gelungen über einen Zeitraum von 60 Tagen Erdgas aus Methanhy-drat zu produzieren (Li et al., 2018). Dies stellt einen bedeutenden Entwicklungsschritt zur kommerziellen Erschließung dieser bislang nur potenziell nutzbaren Energieressource dar. Die insgesamt in Gashydraten gebundenen Erdgas-mengen sind, trotz noch großer Unsicherheiten bei deren Abschätzung, gewaltig und überstei-gen die konventionellen erdgasmenüberstei-gen um ein Mehrfaches. Der überwiegende Anteil davon lagert in marinen Sedimenten (BGR, 2008). Ab Mitte der 2030er Jahre könnte Methan aus mari-nem Gashydrat einen wachsenden Anteil an der chinesischen Erdgasproduktion haben (CNPC, 2018).
Da aus Kohle über verschiedene technische Konversionsverfahren flüssige und gasförmige Kohlenwasserstoffe sowie zahleiche chemische Grundstoffe gewonnen werden können und Chi-na über die zweitgrößten Hartkohlereserven der Welt verfügt, forscht das Land seit Jahrzehnten an Kohleveredlungsverfahren, wie u. a. der Koh-leverflüssigung und -vergasung. Einen Schub bekamen diese Aktivitäten durch den Anstieg der Erdölpreise seit Mitte der 2000er Jahre so-wie die zunehmende Abhängigkeit von Erdöl- und Erdgasimporten. Chinas Kohlevorkommen lagern vor allem im nördlichen und westlichen Teil des Landes, während die Kohle vorrangig im dicht besiedelten und stark industrialisier-ten Osindustrialisier-ten und Süden des Landes verbraucht wird. Die Ansiedlung der Kohleverflüssigungs-