Chinas Kohle-zu-Gas-Kapazität auf dem Weg zur Verdreifachung bis 2030, laut Rystad Energy
Wichtige Erkenntnisse
- •Chinas CTG-Kapazität wird voraussichtlich von 9,4 Bcm pro Jahr bis Ende 2026 auf 28 Bcm pro Jahr bis 2030 wachsen, angetrieben durch die Betonung der inländischen Energiesicherheit im 15. Fünfjahresplan.
- •Die Provinz Xinjiang ist zum dominierenden Zentrum der CTG-Expansion geworden und profitiert von Kohlepreisen ab Grube, die etwa 60 % unter denen der Inneren Mongolei liegen, was die Lieferkosten für Gas wettbewerbsfähig mit LNG-Importen hält.
- •Es werden etwa 20 Bcm pro Jahr an neuer CTG-Kapazität entwickelt, wobei bestehende Anlagen mit über 90 % Auslastung arbeiten und sich die Genehmigungszeiten für Projekte in Xinjiang auf unter 12 Monate verkürzen.
- •Die CTG-Expansion führt zu Spannungen mit Pekings Zusagen, die CO2-Emissionen vor 2030 zu senken und bis 2060 Neutralität zu erreichen, da die Kohlevergasung von Natur aus CO2-intensiver ist als die direkte Erdgasverbrennung.
- •Da China im Jahr 2023 der weltweit größte LNG-Importeur war, könnte die wachsende inländische Gasproduktion das LNG-Importwachstum strukturell verringern und langfristige Lieferverträge sowie Terminal-Investitionsentscheidungen für Exporteure von Australien über Katar bis zu den Vereinigten Staaten beeinflussen.
China baut als einziges Land der Welt eine groß angelegte Kohle-zu-Gas-Industrie (CTG) als strategischen Puffer gegen Energieschocks auf. Kein anderes Land hat synthetisches Gas aus Kohle in nennenswertem Maßstab entwickelt. Die Vereinigten Staaten betrieben einst eine einzige kommerzielle Anlage – das Great Plains Synfuels Plant in North Dakota –, aber reichlich Schiefergas und Umweltbedenken verhinderten einen weiteren Ausbau, sodass China als einziges Land diese Technologie im Gigawatt-Maßstab vorantreibt. Laut Rystad Energy ist Chinas CTG-Kapazität auf dem Weg, bis Ende 2026 9,4 Milliarden Kubikmeter (Bcm) pro Jahr zu erreichen und bis 2030 auf 28 Bcm pro Jahr zu wachsen – dies entspricht mehr als dem Vierfachen des gesamten jährlichen Gasbedarfs Österreichs, obwohl es immer noch ein bescheidener Anteil am eigenen Gasverbrauch Chinas ist, der 2023 390 Bcm überstieg.
Der 15. Fünfjahresplan des Landes, der die Jahre 2026 bis 2030 umfasst, stärkt die Rolle von CTG in seiner inländischen Versorgungsarchitektur und signalisiert einen Wandel von der Beratung zur aktiven Umsetzung. Der Plan steht im Einklang mit Pekings breiterem Vorstoß, die Abhängigkeit von importierten Brennstoffen zu verringern, nachdem die globalen LNG-Preise nach Russlands Invasion in der Ukraine im Jahr 2022 auf ein Rekordhoch gestiegen waren – ein Schock, der den strategischen Nutzen im Inland herstellbarer Alternativen unterstrich.
Chinas Kohle-zu-Gas-Programm ist ein direkter Ausdruck seiner Energie-Sicherheitsdoktrin. In einer Welt, in der LNG-Lieferketten und Pipelinerouten zunehmend von Geopolitik beeinflusst werden, investiert China in Moleküle, die es ohne Rücksicht auf ausländische Lieferanten produzieren, lagern und transportieren kann.
— Wei Xiong, Vizepräsident, Gas- und LNG-Märkte, Rystad Energy
Xinjiang entwickelt sich zum CTG-Zentrum
Die chinesische Provinz Xinjiang ist das unbestrittene Zentrum für die CTG-Expansion geworden, angetrieben durch Kohlepreise ab Grube, die zwischen April 2025 und Mai 2026 durchschnittlich nur 214 Yuan oder ungefähr 30 $ pro Tonne betrugen – weniger als 40 % des entsprechenden Preises in der Inneren Mongolei. Dieser Kostenvorteil übersetzt sich direkt in Gaslieferpreise: in Xinjiang produziertes CTG erreicht Ostchina für 9,1–9,6 $ pro Million British Thermal Units (MMBtu) und liegt damit generell unter dem durchschnittlichen chinesischen Importpreis für Flüssigerdgas (LNG).
Bestehende CTG-Anlagen arbeiten mit einer Auslastung von über 90 %, was sowohl die starke Nachfrage als auch die Kostenwettbewerbsfähigkeit von im Inland produziertem synthetischem Gas im Vergleich zu importierten Alternativen widerspiegelt. Derzeit werden etwa 20 Bcm pro Jahr an CTG-Kapazitäten entwickelt, wobei sich die Mehrheit in Xinjiang befindet. Die Genehmigungszeiten für Projekte in der Region haben sich in mehreren jüngsten Fällen drastisch verkürzt – von drei Jahren oder mehr auf unter 12 Monate.
Ausgleich von Energiesicherheit und Umweltanforderungen
Die chinesische Regierung arbeitet daran, die CTG-Entwicklung zu Zwecken der Energiesicherheit zu unterstützen und gleichzeitig projektspezifische Kohlenstoff- und Umweltanforderungen zu stellen. Dieser zweigleisige Ansatz spiegelt einen Kernkonflikt in Pekings Klimapolitik wider: China hat zugesagt, die CO2-Emissionen vor 2030 zu senken und bis 2060 Klimaneutralität zu erreichen, doch die Vergasung von Kohle ist von Natur aus CO2-intensiver als das direkte Verbrennen von Erdgas, wodurch die CTG-Expansion in direktem Widerspruch zu diesen Zusagen steht. Neue Projekte passen sich an diese Bedingungen an. Die CHN Energy Zhundong-Entwicklung beispielsweise ist eine Anlage mit einer Kapazität von 2 Bcm pro Jahr, deren Gasproduktion im Jahr 2027 beginnen soll. Sie wurde mit elektrolytischer Wasserstoffintegration, Abwasserrecycling und einer geplanten Kohlenstoffabscheidungskapazität von 550.000 Tonnen pro Jahr konzipiert.
China verfügt bereits über einen gut etablierten Markt für nutzenbasierte Kohlenstoffabscheidungsprojekte mit praktischen Endverbrauchsanwendungen, obwohl der Markt für auf permanenter Speicherung basierende Kohlenstoffabscheidung noch begrenzt ist.
Ob sich die Wirtschaftlichkeit von dekarbonisiertem CTG langfristig als finanzierbar erweisen wird, bleibt eine offene Frage, aber vorerst verringert der globale Sicherheitsimperativ das Zögern.
— Eryu Wang, Analyst für Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS), Rystad Energy
Verbleibende Herausforderungen
Wasserverfügbarkeit, Umweltcompliance und Kohlenstoffemissionen stellen weiterhin echte Hindernisse dar. China hat noch keinen einheitlichen landesweiten Dekarbonisierungsstandard für neue CTG-Projekte festgelegt. Einige integrierte Anlagen erfordern erhebliches Vorabkapital und könnten den Wassermangel in Nordwestchina verschärfen, insbesondere weil der gemeldete Wasserverbrauch für den gesamten CTG-Komplex gilt und nicht nur für den Kohlenstoffabscheidungsbetrieb. Darüber hinaus könnte die kommerzielle Machbarkeit der Kohlenstoffabscheidung weiteren Einschränkungen unterliegen, wenn das aufgefangene CO2 für die geologische Speicherung in China bestimmt ist.
Auswirkungen auf die globalen LNG-Märkte
Da sich die CTG-Kapazität trotz dieser Herausforderungen ausweitet, werden die Auswirkungen auf Chinas LNG-Nachfrage – und folglich auf die globalen LNG-Preise und langfristigen Lieferverträge – für Produzenten von Australien über Katar bis zu den Vereinigten Staaten immer bedeutender. China war im Jahr 2023 der weltweit größte LNG-Importeur, und selbst eine einstellige prozentuale Reduzierung des Importwachstums durch inländische Substitution könnte das Angebot-Nachfrage-Gleichgewicht, das langfristige LNG-Lieferentscheidungen und Investitionszeitpläne für Terminals weltweit stützt, verschieben.
CTG ist eine von Chinas vielen Absicherungen gegen eine Welt, in der das LNG-Angebot endlich und politisch sensibel ist. Mit 28 Bcm pro Jahr bis 2030 bleibt es eine ergänzende Quelle und kein Ersatz für Importe, aber sein stetiges Wachstum bedeutet, dass jeder LNG-Exporteur, der China als Zielmarkt hat, es als strukturelle Dämpfung der Nachfrage modellieren sollte, nicht als Fußnote.
— Wei Xiong, Vizepräsident, Gas- und LNG-Märkte, Rystad Energy
Quelle: Rystad Energy über OilPrice.com
