Globale Voratssituation
3.1 Globale Vorratssituation
Die Gesamtheit aller bekannten globalen Poten-ziale an fossilen Energierohstoffen einschließlich Kernbrennstoffen ist in Tabelle 4 dargestellt. Zur ergänzenden Information sind die bei der Nut-zung freiwerdenden theoretischen CO2 -emissi-onen (berechnet nach IPCC, 2006) dargestellt.
Die Vorratswerte ergeben sich aus der Summe der Länderdaten, die in den Tabellen A-8 bis A-44 im Anhang differenziert gelistet sind. Zu-sätzlich fließen Angaben zu den weltweiten Res-sourcen von Aquifergas, Erdgas aus Gashyd-raten sowie Thorium mit ein, da deren Mengen nicht bis auf einzelne Länder herunter gebro-chen werden können. Obgleich die Datenlage nicht vollständig ist, werden die nicht-konventio-nellen Kohlenwasserstoffpotenziale soweit mög-lich dargestellt. Dazu gehören die Ressourcen und Reserven von Schieferöl, Bitumen (Ölsand), Schwerstöl und Ölschiefer sowie Tight Gas,
Schiefergas und Kohleflözgas. Insgesamt folgt diese Studie einem konservativen Ansatz und misst dem Kriterium einer potenziell wirtschaftli-chen Gewinnbarkeit von Energierohstoffen eine hohe Bedeutung bei. Dementsprechend werden die enormen, aber nach heutigem Kenntnisstand auch langfristig nicht förderbaren sogenann-ten In-Place-Mengen nicht standardmäßig, be-ziehungsweise nicht ohne weitere Erläuterung aufgeführt. Insbesondere die Ressourcen von Aquifergas und Erdgas aus Gashydraten er-scheinen daher in dieser tabellarischen Darstel-lung vergleichsweise niedrig.
Der größte Anteil mit 504.805 EJ an den nicht-erneuerbaren globalen Energierohstoffen ist als Ressourcen definiert und übertrifft die Reserven um ein Vielfaches. In der Summe sanken die Ressourcen signifikant um 8,3 % im Vergleich zum Vorjahr (BGR, 2019). Zuwächse gab es bei
Abbildung 3-1: Entwicklung des globalen Primärenergieverbrauchs nach Energieträgern und ein mögliches Szenario (IEA 2019a: Stated Policies Scenario) der künftigen Entwicklung (nach BP 2019, IEA 2019a).
bei denen der Anteil nicht-konventioneller Vor-kommen überwiegt. Die übrigen energieträger, einschließlich Erdöl (4,2 %), spielen bezogen auf den energieinhalt der Ressourcen nur eine untergeordnete Rolle.
>> Weltweite Reserven an Energierohstoffen steigen geringfügig
Tabelle 4: Reserven und Ressourcen nicht-erneuerbarer Energierohstoffe sowie theoretische CO2–Emissionen (berechnet nach IPCC, 2006)
energieträger Maßeinheit Reserven Ressourcen
(s. Spalte 2) EJ Gt CO2 (s. Spalte 2) EJ Gt CO2
Konventionelles Erdöl Gt 173 7.230 530 214 8.942 655
Schieferöl Gt 3,2 133 9,8 67 2.813 206
Ölsand Gt 26 1.079 115 67 2.785 298
Schwerstöl Gt 42 1.752 187 42 1.767 189
Ölschiefer Gt < 0,5 7,2 0,77 112 4.681 501
Erdöl (gesamt) Gtoe 244 10.201 843 502 20.988 1.850
Konventionelles Erdgas Bill. m3 191 7.243 406 324 12.314 691
Schiefergas Bill. m3 9,9 376 21 203 7.713 433
Tight Gas Bill. m3 –1 –1 –1 57 2.184 123
Kohleflözgas Bill. m3 1,8 67 3,7 44 1.690 95
erdgas in Aquiferen Bill. m3 – – – 24 912 51
Erdgas aus Gashydrat Bill. m3 – – – 184 6.992 392
Erdgas (gesamt) Bill. m3 202 7.685 431 837 31.805 1.341
Hartkohle Gt SKE 636 18.634 1.763 13.702 401.583 37.990
Weichbraunkohle Gt SKE 123 3.608 364 1.399 41.014 4.142
Fossile Energieträger (gesamt) – – 40.129 3.402 – 495.390 45.323
Uran 2 Mt 1,3 6404 – 125 6.2385 –
Thorium 3 Mt – – – 6,4 3.178 –
Nicht erneuerbare Energierohstoffe – – 40.769 3.402 – 504.805 45.323
– keine Reserven oder Ressourcen
1 in konventionellen erdgasreserven enthalten
2 1 t U = 14.000 bis 23.000 t SKE, unterer Wert verwendet, bzw. 1 t U = 0,5 x 1.015 J
3 1 t Th gleicher SKE-Wert wie 1 t U angenommen
4 RAR gewinnbar bis 80 USD / kg U
5 Summe aus RAR gewinnbar von 80 bis 260 USD / kg U sowie IR und unentdeckt < 260 USD / kg U
den Ressourcen vorrangig beim konventionellen Erdöl (plus 27 %) sowie Schieferöl (plus 13 %) aufgrund von Exploration und Neubewertungen.
Niedrigere Ressourcen, vor allem bei der Weich-braunkohle (minus 21 %), Hartkohle (minus 8,4 %) sowie dem Kohleflözgas (minus 13 %), sind auf Neubewertungen zurückzuführen. Im Vergleich aller Energierohstoffe dominiert die Kohle (Hart- und Weichbraunkohle) weiterhin mit einem Anteil von 87,7 % (Abb. 3-2). Mit weitem
Globale Voratssituation
Der energieinhalt der Reserven entsprach 2018 insgesamt 40.769 EJ und stieg damit um 1,3 % gegenüber dem Vorjahreswert an. Die größten Änderungen ergaben sich beim Schieferöl (plus 46 %) sowie beim Schiefergas (plus 12 %) auf-grund von Explorationsaktivitäten und der Neu-bewertung von Vorräten insbesondere in den USA. Gemessen am energieinhalt bleibt die Kohle bei den Reserven mit 54,6 % weiterhin der beherrschende Energierohstoff. Erdöl (kon-ventionell und nicht- kon(kon-ventionell) hält 25 % der Gesamtreserven, erdgas 18,9 % und Uran 1,6 %. Im Vergleich zum Vorjahr haben sich da-mit die relativen Anteile aller energieträger nur geringfügig verändert. Die produzierten Mengen an Erdöl konnten vollständig ausgeglichen und durch Neubewertungen die Reserven auch an-teilig erhöht werden.
Im Jahr 2018 wurden nicht-erneuerbare Ener-gierohstoffe mit einem Energieinhalt von etwa 545 EJ gefördert. Damit erhöhte sich die För-derung um 3 % im Vergleich zum Vorjahr
(2017: 529 EJ). Bezogen auf den Energiegehalt erhöhten sich im Produktionsmix die Anteile von erdgas und Hartkohle sowohl aufgrund gestie-gener Fördermengen als auch durch den För-derrückgang bei Uran (Abb.3-2). Weiterhin ist Erdöl (34,2 %) der wichtigste Rohstoff vor Hart-kohle (31,2 %), gefolgt von Erdgas (27,9 %), Uran (4,9 %) und Weichbraunkohle (1,8 %).
Der Energieverbrauch der Welt lag im Jahr 2018 bei 624 EJ und umfasst die gesamte, global ge-nutzte Menge an Primärenergie. In der Zusam-mensetzung des weltweiten Energiemixes, do-minieren die fossilen energieträger bei weitem, angeführt von Erdöl mit 30,2 %, Kohle (25,6 %) und Erdgas (22%). Kernenergie trägt global 4,8 % zum PEV bei. Unter den erneuerbaren energieträgern dominiert die Biomasse mit 9,1 % vor der Wasserkraft (6,4 %). Die übrigen erneuerbaren energien darunter die Solar- und Windenenergie haben global einen Anteil von 2 % (BP, 2019, IEA, 2019b).
Abbildung 3-2: Weltweite Anteile aller Energien und Energieträger am Verbrauch (IEA, 2019a). Wirkungsgrad für Wasserkraft (be-rechnet nach BP, 2019) sowie der nicht-erneuerbaren Energierohstoffe an Produktion, Reserven und Ressourcen für Ende 2018.
>> Erdöl, Kohle und Erdgas decken im Jahr 2018 noch fast 78 % des weltweiten Energieverbrauchs
Insgesamt gibt es nach derzeitigem Kenntnis-stand noch gewaltige fossile energiemengen, die aus rohstoffgeologischer Sicht auch einen steigenden Energiebedarf über Jahrzehnte hin-aus decken könnten. An dieser Stelle nicht zu beantworten, ist die Frage, ob alle energieroh-stoffe für sich genommen künftig immer dann in ausreichender Menge verfügbar gemacht wer-den können, wenn sie benötigt werwer-den. Diese Herausforderung stellt sich insbesondere beim Erdöl angesichts der geringen Investitionen in den Erdölsektor der letzten Jahre und der ver-gleichsweise fortgeschrittenen Ausförderung vieler Lagerstätten weltweit. Ob und wann welche Energieträger wie genutzt werden kön-nen, hängt unter anderem von dem geologischen Kenntnisgrad, der technisch-wirtschaftlichen Gewinnbarkeit und damit der bedarfsgerechten Verfügbarkeit ab. Die Verfügbarkeit von fossilen Energierohstoffen ist seit Jahren gesichert. Im Fokus stehen heute vielmehr Fragen bezüglich der Nachhaltigkeit und Umweltverträglichkeit im Vordergrund. Der global weiter wachsende Ener-giebedarf wird für die absehbare Zukunft neben dem Ausbau der erneuerbaren energien auch durch die Produktion von fossilen Energieroh-stoffen gedeckt werden müssen. Angesichts der derzeitigen Phase vergleichsweise niedriger Investitionen in diesem Bereich ist mittelfristig wieder für einzelne Rohstoffe mit temporären Versorgungsengpässen und Preisanstiegen zu rechnen.
3.2 erdöl
Erdöl bleibt weiterhin der wichtigste Energieträ -ger weltweit. Sein Anteil am Primärenergiever-brauch lag bei rund 30 %. Sowohl die weltweite Erdölförderung als auch die –vorräte stiegen wie auch in den Vorjahren (Tab. 5). Die deutliche Erhöhung der Erdölressourcen ist vor allem auf eine verbesserte Datenlage in der Russischen Föderation und Australien zurückzuführen.
Die weltweiten Erdölreserven sind sehr ungleich verteilt. Die drei Länder mit den höchsten Erd -ölreserven, Venezuela, Saudi-Arabien und Ka-nada verfügen bereits über 45 % der weltweiten Reserven. Die konventionellen Erdölreserven, die für die weltweite Versorgung der Welt mit flüssige Kohlenwasserstoffen aufgrund ihres ver-gleichsweise geringen Förderaufwandes beson -ders relevant sind, lagern zu etwa zwei Dritteln in den Ländern des Nahen Ostens. (Abb. 3-3).
>> Drei Länder verfügen über 45 % der Erdölreserven
Obgleich die weltweite konventionelle Erdölför-derung seit dem Jahr 2005 stagniert, bleibt sie mit einem Anteil von etwa 75 % an der gesamten Förderung auch langfristig die tragende Säule bei der Versorgung mit flüssigen Kohlenwasser-stoffen (Abb. 3-4). Die Zuwächse in der Gesamt-produktion flüssiger Kohlenwasserstoffe wurden vor allem durch Fördersteigerungen bei NGL, Schieferöl, der Ölsandproduktion sowie den Bio-kraftstoffen realisiert.
tabelle 5: Weltweite Förder-und Vorratsentwicklung
Förderung 4,5 Gt + 1,9 %
konventionelle Reserven 173 Gt 0,0 % nicht-konventionelle Reserven 71 Gt + 1,3 %
Ressourcen 502 Gt + 12,0 %
Erdöl
Abbildung 3-3: Verteilung der weltweiten konventionellen und nicht-konventionellen Erdölreserven sowie der Erdölförderung.
Abbildung 3-4: Entwicklung der weltweiten Produktion flüssiger Kohlenwasserstoffe.
NGL fällt überwiegend bei der Erdgasverarbei -tung an und wird der Erdölproduktion zugeschla-gen. Durch die seit Jahrzehnten steigende Erd -gasförderung fällt daher auch immer mehr NGL an. Die nicht-konventionelle Erdölförderung ist bislang auf Nord- und Südamerika beschränkt.
Schieferöl wird vorwiegend in den USA gewon -nen, wo es bereits einen Anteil von 59 % (EIA, 2019a) an der Gesamtförderung hat, sowie in geringerem Umfang in Kanada und Argentinien.
Erdöl aus Ölsand wird bislang nur in Kanada gewonnen. Die Produktion wurde im Jahr 1967 aufgenommen und wird seitdem stetig ausge-baut. Eine Förderung von Schwerstöl findet nur im Orinoco Schwerölgürtel in Venezuela statt.
Durch den Rückgang der Erdölpreise seit dem Jahr 2014 sieht sich das Land allerdings mit er -heblichen Problemen auf seinem Ölsektor kon-frontiert, die zu einem deutlichen Rückgang der Schwerstölförderung führten.
Obgleich die Produktion von Biokraftstoffen (Bioethanol und Biodiesel) im letzten Jahrzehnt jährliche Zuwächse von rund 9 % verzeichnete (BP, 2019), ist ihr Anteil an der Gesamtprodukti -on flüssiger Kohlenwasserstoffe gering. Die USA und Brasilien sind zusammen mit einem Anteil von über 60 % dominierend bei der Produktion von Biokraftstoffen.
Während alle Länder der Welt Erdöl in Form von Treibstoff (Benzin, Diesel oder Kerosin) oder pe-trochemischen Produkten verbrauchen, fördern nur 102 Länder diesen Rohstoff. Darüber hinaus ist die Erdölförderung auf die einzelnen Länder und Regionen sehr ungleichmäßig verteilt. Die 20 größten Erdölförderer decken bereits 88 % der gesamten Erdölproduktion ab. Die wichtigs-te Förderregion bleibt der Nahe Oswichtigs-ten mit einem Anteil von 33 %.
Die mit Abstand förderstärksten Nationen blie-ben die USA, Saudi-Arabien und die Russische Föderation. Durch eine abermalige deutliche Ausweitung der Schieferölförderung steiger
-ten die USA ihre Erdölförderung um 17 % und bauten damit die Spitzenposition unter den Erd-ölförderländern deutlich aus. Die Ursachen für die Fördersteigerung waren eine höhere Pro-duktivität der Förderbohrungen (EIA, 2019b) sowie höhere Ölbohraktivität (Baker Hughes, 2019) im Vergleich zum Vorjahr.
>> Schieferöl sichert den USA die Spitzenposition in der Förderung
Erhebliche Förderrückgänge gab es wieder in Venezuela (minus 35 %). Die seit dem Jahr 2014 anhaltenden Förderrückgänge verstärkten sich im Berichtsjahr noch einmal erheblich. Sie sind im Wesentlichen das Ergebnis jahrelanger unzu-reichender Investitionen in den Upstream- und Downstream-Sektor (Pein, 2018). Einen deutli-chen Förderrückgang verzeichnet auch der Iran (minus 6 %). Verursacht wurde dieser durch die im November 2018 in Kraft getreten Sanktionen seitens der US Regierung (The New York Times, 2018). Die Erdölförderung Mexikos ist mit mi-nus 7 % abermals rückläufig gewesen. Dies ist auf die zunehmende Erschöpfung aufwändig zu fördernder, großer Erdölfelder wie beispielweise Cantarell und dem Ku-Maloop-Zaap-Komplex zurückzuführen (PEMEX, 2019).
Da die Erdölförderung in Mexiko seit dem Jahr 2004 (minus 47 %) rückläufig ist, ergriff die Re-gierung Maßnahmen, um über das staatliche Unternehmen Petroleos Mexicanos (Pemex) durch verstärkte Exploration, die Entwicklung entdeckter Felder und den Ausbau produzieren-der Felproduzieren-der dem Förproduzieren-derabfall entgegenzuwirken.
Durch eine Gesetzesänderung Ende des Jahres 2013 ist es ausländischen Firmen möglich, sich direkt an der Kohlenwasserstoffproduktion und -exploration zu beteiligen.
>> Mineralölverbrauch erneut
angestiegen
Erdöl
Der weltweite Mineralölverbrauch ist gegenüber dem Vorjahr um 1,6 % auf 4.667 Mt erneut an-gestiegen. Als weltweit wichtigstes Handelsgut, bedeutendster Energieträger und Grundstoff der chemischen Industrie ist die entwicklung des Verbrauches von Erdöl ein wichtiger Indikator für die weltwirtschaftliche Entwicklung. Trotz der im Vergleich zum Vorjahr höheren Preise für die Rohölreferenzsorten, ist Rohöl nach wie vor günstiger als im Durchschnitt der letzten zehn Jahre. Dies und die positive weltwirtschaftliche Entwicklung trug zu einem höheren Verbrauch bei.
Über drei Viertel des Mineralöls wurden von den 20 führenden Verbraucherländern genutzt. Von diesen sind aber lediglich fünf Staaten (Saudi-Arabien, die Russische Föderation, Kanada, Mexiko und der Iran) in der Lage, ihren Bedarf rechnerisch aus der eigenen Förderung zu de-cken und darüber hinaus (Netto-) Rohölexporte zu tätigen. Die Länder der Europäischen Union (EU-28) deckten lediglich 12 % ihres Bedarfes über Eigenförderung.
>> Drei Viertel des Mineralöls wird von nur 20 Ländern verbraucht
Von dem im Jahr 2018 geförderten Erdöl wurde über die Hälfte grenzüberschreitend direkt als Rohöl gehandelt. Der Transport erfolgte haupt-sachlich per Tankschiff oder Pipeline, in sehr geringem Umfang auch mit dem Zug oder Tank-wagen. Weltweit wurden rund 2.309 Mt Rohöl exportiert, ein Anstieg von 2,4 % gegenüber dem Vorjahr. Die beiden führenden Exportnationen sind Saudi-Arabien und die Russische Födera-tion. Die fünf größten Ausfuhrländer deckten be-reits knapp die Hälfte aller Exporte ab.
Die wichtigste Importregion blieb Austral-Asien mit einem Anteil von etwa 52 %. Afrika importier-te mit 0,5 % Gesamtanimportier-teil das wenigsimportier-te Erdöl.
Der größte Erdölimporteur der Welt war China mit 460 Mt (plus 9,5 %), gefolgt von den USA mit 385 Mt Jahreseinfuhren und Indien mit 225 Mt.
Zusammen decken diese drei Länder bereits etwa 46 % aller einfuhren ab.
>> China größter Erdölimporteur
Der Durchschnittspreis des Jahres 2018 für die US-amerikanische Referenzölsorte „West Texas Intermediate“ (WTI) lag bei rund 65 USD/bbl (EIA, 2019c). Damit stieg der Preis um rund 28 % gegenüber dem Vorjahr (rund 51 USD/bbl) und setzte den seit Januar 2016 anhaltenden Trend steigender Ölpreise fort. Der Ölpreis stieg seit Beginn des Jahres 2018 mit geringen Schwan-kungen von knapp 64 USD/bbl auf 75 USD/bbl Anfang Oktober. Im letzten Quartal 2018 bra-chen die Ölpreise bis Jahresende allerdings deutlich auf unter 50 USD/bbl ein (Abb. 3-5).
Gründe dafür waren das Zusammenspiel eines sich ausweitenden Überangebotes von Rohöl am Markt, stetig steigende Lagerbestände sowie Befürchtungen vor einer sich weltweit eintrüben-den Konjunktur.
Auf dem Erdölmarkt bestanden wie auch in den Vorjahren zwei gegensätzlich wirkende Grund-strömungen: Zum einen die latente Überproduk-tion, woran insbesondere die sich stetig auswei-tende US-amerikanische Schieferölproduktion den größten Anteil hatte, und dem damit verbun-denen Preisdruck. Zum andern die Versuche der OPEC-Staaten zusammen mit weiteren führen-den Förderländern, darunter die Russische Fö-deration, dieser Überproduktion durch Förder-regulierungen entgegenzuwirken und damit den Ölpreis zu stabilisieren.
Die Einnahmen aus dem Verkauf von Erdöl und Erdölprodukten stellen bei vielen erdölexportie-renden Ländern einen hohen Anteil der Staats-einnahmen dar. Das Niveau der Erdölpreise lag im Jahr 2018 für einige dieser Staaten unter dem Wert, der nötig gewesen wäre, um einen ausge-glichenen Haushalt vorweisen zu können (Fis-kalischer Break-Even-Erdölpreis). Insbesondere die erdölexportierenden Staaten am Persischen Golf sind von langanhaltend niedrigen Erdölprei-sen besonders betroffen (Abb.3-6).
Abbildung 3-5: Inflationsbereinigte Entwicklung des WTI-Erdölpreises bis Ende 2018 (Daten: EIA, 2019c, FRED, 2020).
Vor dem Hintergrund einer in den nächsten Jahr-zehnten auch weiterhin stark zunehmenden Be -völkerung in der MENA-Region (UN, 2019) so-wie dem seit Ende des Jahres 2014 niedrigen Erdölpreisniveau, kann die bestehende Abhän-gigkeit von den Einnahmen aus dem Ölsektor zukünftig zu wirtschaftlichen und politischen In-stabilitäten in den betreffenden Ländern führen.
Obgleich beispielsweise Saudi-Arabien, Katar und die Vereinigten Arabischen Emirate über erhebliche Devisenreserven verfügen und somit niedrigere Ölpreise über einen längeren Zeit-raum kompensiert können, wurde eine Umstruk -turierung dieser Volkswirtschaften begonnen.
Durch den hier, wie in vielen Ländern der Welt begonnenen Umbau der Energiesysteme, hin zu einer kohlenstoffärmeren Energieerzeugung,
besteht die Aussicht auf einen möglichen Nach-fragehöhepunkt an erdölbasierten Produkten in einigen Jahrzehnten („Peak demand“).
Am ambitioniertesten beim Umbau der Wirt-schaft geht bislang Saudi-Arabien vor. Im Jahr 2016 wurde VISION 2030 vorgestellt (Rashad, 2016); ein Plan, die Wirtschaft zu diversifizie -ren und öffentliche Dienstleistungen, wie Infra-struktur, Gesundheit und Bildung auszubauen.
Für die Finanzierung sollen zunächst die Über-schüsse aus dem Erdölsektor verwendet wer -den. In diesem Zusammenhang stand auch die Teilprivatisierung (1,5 % der Anteile) des staatli -chen Ölkonzerns Saudi Aramco, welche Anfang Dezember 2019 zunächst mit einer Platzierung an der saudischen Börse in Riyad (Tadawul) stattfand.
Erdöl
Die Lagerkapazitäten der OECD-Staaten für Rohöl und Rohölprodukte (strategische Reser-ven und industrielle Vorräte), die in Kavernen oder oberirdischen Tanklagern vorgehalten wer-den, beliefen sich gegen Ende des Jahres 2018 auf rund 2,858 Mrd. Barrel (IEA, 2019c). Die freie Produktionskapazität1 der OPEC-Staaten
1 Die zusätzliche Menge an Erdöl, um welche die Förde-rung innerhalb von 30 Tagen gesteigert werden und min-destens 90 Tage beibehalten werden kann.
Abbildung 3-6: Fiskalischer Break-Even-Erdölpreis 2018 (Daten: IMF, 2019, Forbes, 2018) und Gesamtexporte 2017 (Daten:
OEC, 2019).
betrug im dritten Quartal 2019 1,96 Mio. Barrel pro Tag (EIA, 2019d).
Eine Zusammenstellung der länderspezifischen Ressourcen, Reserven, der Förderung und des Verbrauches sowie der Importe und Exporte an Rohöl (jeweils die 20 wichtigsten Länder) liefern die Tabellen A-8 bis A-14 im Anhang.
3.3 erdgas
Bezogen auf seinen Anteil am globalen Primär -energieverbrauch blieb Erdgas hinter Erdöl und Kohle drittwichtigster Energieträger im Berichts -jahr 2018.
>> Weltweiter Erdgasverbrauch erhöhte sich um mehr als 4 %
Die globalen erdgasressourcen belaufen sich unverändert auf rund 629 Bill. m³. Die weltweiten erdgasressourcen werden durch die konventio-nellen Vorkommen dominiert, gefolgt von Schie-fergasressourcen mit 203 Bill. m³, Tight Gas mit 57 Bill. m³ und CBM mit 44 Bill. m³ (Tab. A-16 im An-hang). Die mit Abstand größten Erdgasressour-cen werden für die Russische Föderation ausge-wiesen, gefolgt von den USA, China, Australien und Kanada. Auch wenn nur die konventionellen Erdgasressourcen der Welt betrachtet werden,
hat die Russische Föderation die umfangreichs-ten Vorkommen, gefolgt von den USA, China und Saudi-Arabien (Abb. 3-7).
Erhebliche Erdgaspotenziale bestehen darüber hinaus in Gashydrat-Vorkommen. Schätzungen der globalen technisch förderbaren Ressourcen liegen in einer Größenordnung von 180 Bill. m³ bis 300 Bill. m³. Diese Angaben sind allerdings noch wenig belastbar, und eine kommerzielle Erschließung und Förderung von Erdgas aus Gashydrat-Vorkommen steht weiterhin aus.
Die globalen erdgasreserven haben sich im Vergleich zum Vorjahr kaum verändert und be-laufen sich auf 202 Bill. m³ (Vorjahr 199 Bill. m³) (Abb. 3-7). Die USA haben in 2018 einen Anstieg der erdgasreserven um rund 9 % erfahren und damit das zweite Jahr in Folge einen Höchst-stand an sicheren erdgasreserven ausgewie-sen (EIA, 2019e).
erdgas
Im globalen Maßstab liegt der Anteil der Erd-gasreserven in konventionellen Vorkommen bei rund 94 %; nicht-konventionelle Erdgasreserven in Schiefergas- und CBM-Vorkommen hingegen machen nur einen geringen Anteil der weltwei-ten Reserven aus (Tab. A-17 im Anhang). Tight Gas Reserven werden in aller Regel nicht se-parat sondern mit den konventionellen Reserven ausgewiesen. Signifikante Schiefergasreserven werden derzeit nur für die USA ausgewiesen und machen dort mittlerweile laut EIA (2019e) rund 68 % an den Gesamtreserven aus.
Zusammen sind etwas mehr als die Hälfte der weltweiten erdgasreserven in der Russischen Föderation, im Iran und in Katar konzentriert (Tab. A-17 im Anhang) und befinden sich nahezu ausschließlich in konventionellen Vorkommen.
Die meisten Onshore-Reserven finden sich in der GUS und hier insbesondere in der Russi-schen Föderation.
>> Die Russische Föderation, Iran und Katar halten mehr als die Hälfte der weltweiten Erdgasreserven
Über die größten Offshore-Reserven verfügt der Nahe Osten, wobei der überwiegende An-teil auf das weltweit mit Abstand größte Erd-gasfeld, North Dome/South Pars (Katar/Iran) im Persischen Golf entfällt. Dieses Mega-Giant-Erd-gasfeld enthielt Schätzungen zufolge ursprüng-lich fast doppelt so viel förderbares Erdgas wie das zweitgrößte Erdgasfeld der Welt, Galkynysh im Osten Turkmenistans (Tab. 6). Im Vergleich mit dem 2015 vor der Küste Ägyptens entdeck-ten Feld Zohr, dem größentdeck-ten bisher im Mittelmeer gefundenen erdgasvorkommen, verfügt North Dome/South Pars ungefähr über die 50-fache Menge an verbleibenden Reserven (Tab. 6).
Die weltweite Jahresförderung an Erdgas nahm um 5 % zu und betrug 2018 rund 4 Bill. m³ (Vor-jahr 3,8 Bill. m3). Regional betrachtet kamen die größten prozentualen Förderzuwächse aus Nordamerika (10 %) und Afrika (8 %). In Afrika ist der Förderzuwachs vor allem in Ägypten mit
10 % Zunahme am deutlichsten, bedingt durch den Start der Förderung aus dem Zohr-Gasfeld.
Starke Zuwächse gab es auch in China (14 %) und Katar (11 %). In der Europäischen Union sank die Förderung im Vergleich zum Vorjahr um
Starke Zuwächse gab es auch in China (14 %) und Katar (11 %). In der Europäischen Union sank die Förderung im Vergleich zum Vorjahr um