Größe und Marktanteil des kasachischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Trends und Einblicke in den kasachischen Öl- und Gas-Upstream-Markt

Ölpreiserholung steigert E&P-Budgets

Die Explorations- und Produktionsbudgets stiegen 2024 um 18 %, da Brent über 75 USD pro Barrel blieb. Der Kapitalzufluss beschleunigte die Bohrungen in Uzen und führte im ersten Quartal 2024 zu einer Mehrproduktion von 5.900 Tonnen. Chevron trieb den Abschluss von Tengiz auf Basis ähnlicher Preisunterstützung voran.^{[1]Chevron Corporation, „Tengiz Future Growth Project Update”, chevron.com} Die Einhaltung der OPEC+-Quoten begrenzte die nationale Produktion jedoch auf 1,7 Millionen Barrel pro Tag und setzte den kasachischen Öl- und Gas-Upstream-Markt der Preisvolatilität aus.

Hochlauf von Kashagan Phase 2

Phase 2 erhöht die Kapazität von Kashagan durch den Einbau neuer Bohrkopfplattformen und die Hinzufügung von 3,5 Mrd. m³ Gasverarbeitungskapazität bis 2027 von 370.000 Barrel pro Tag auf 450.000 Barrel pro Tag. Sauergasbeständiger Stahl und Echtzeit-Korrosionsüberwachung reduzieren Ausfallzeiten um 60 % im Vergleich zu 2022–2023. Die Gewinnschwellkosten sanken durch Effizienzgewinne von 45 USD auf 32 USD pro Barrel.

Steuerliche Anreize für verbesserte Ölförderung

Das Verbesserte Vertragsmodell von 2024 halbiert die Körperschaftsteuer für CO2-EOR und Polymerflutung und verkürzt die Amortisationszeit von Tengiz von neun auf sechs Jahre.^{[2]Ministerium für Energie Kasachstans, „Verbessertes Vertragsmodell”, energy.gov.kz} Karachaganak-Pilotprojekte steigern die Förderrate auf 48 % und binden jährlich 2,1 Millionen Tonnen CO₂.

Erweiterung der Hauptpipelines in Richtung China

Die Kapazität in Richtung China soll 2024 20 Millionen Tonnen erreichen und bis 2027 auf 25 Millionen Tonnen steigen, was die Abhängigkeit von der russischen Route von 85 % im Jahr 2024 auf prognostizierte 75 % bis 2030 reduziert.^{[3]CNPC, „Erweiterung der Kasachstan-China-Pipeline”, cnpc.com.cn} Neue Pumpen und dickere Rohrgüten verhindern Qualitätsstrafzahlungen, die früher 3 USD pro Barrel von den Nettoerlösen abzogen.

Hohe Schwefelverarbeitungskosten

Schwefelwasserstoffgehalte von 15–19 % erhöhen die Erschließungskosten um 25–35 % über dem globalen Durchschnitt.^{[4]Eni S.p.A., „Kashagan H₂S-Herausforderungen”, eni.com} Die Betreiber geben jährlich 400 Millionen USD für den Austausch korrodierter Rohrleitungen in Kashagan aus, während Tengiz jährlich 600.000 Tonnen elementaren Schwefel einlagert.

Alternde Onshore-Infrastruktur

Mehr als 35.000 km Pipelines mit einem Durchschnittsalter von 30 Jahren erfordern bis 2030 Investitionen von 20 Milliarden USD. Jüngste Ölaustritte in Mangystau haben die behördliche Kontrolle verschärft und die Betriebskosten um 15–20 % erhöht.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Nach Einsatzstandort: Offshore-Überlegenheit treibt technologische Innovation

Offshore-Anlagen erwirtschafteten im Jahr 2025 5,37 Milliarden USD bzw. 83,18 % der Größe des kasachischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes und werden bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 5,25 % wachsen. Kashagan, Tengiz's Karbonatsockel und der Kalamkas-See-Cluster stehen im Vordergrund dieses Vorstoßes in tiefere Hochdruckreservoire. Kontinuierlicher Technologietransfer von globalen Großkonzernen bringt sauergasbeständige Legierungen und Echtzeit-Korrosionsüberwachung zu den Kaspischen-Meer-Projekten. Investitionen von 6 Milliarden USD sind für Kalamkas-See und Khazar vorgesehen, was das anhaltende Vertrauen trotz ätzender Gase und eisgefährdeter Gewässer unterstreicht.

Onshore-Betriebe bleiben wichtig, tragen aber nur 1,09 Milliarden USD bzw. 16,82 % zum kasachischen Öl- und Gas-Upstream-Markt im Jahr 2025 bei. Alternde sowjetische Sammelleitungen und zunehmende Wasserknappheit begrenzen das Onshore-Wachstum auf eine CAGR von 2,65 %. Dennoch verlängern intelligente Workover-Programme in Uzen und Zhetybai in Kombination mit CO₂-EOR-Steuererleichterungen die Feldlebensdauer und verhindern einen abrupten Rückgang.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente nach Berichtskauf verfügbar

Nach Ressourcentyp: Rohöldominanz sieht sich einer Erdgasbeschleunigung gegenüber

Rohöl lieferte 2025 69,58 % des Umsatzes, was innerhalb der Größe des kasachischen Öl- und Gas-Upstream-Marktes 4,49 Milliarden USD entspricht, und ist bis 2031 für eine CAGR von 3,65 % vorgesehen. Die Erweiterung von Tengiz liefert bereits bis Mitte 2025 260.000 Barrel pro Tag, während Kashagan Phase 2 auf 450.000 Barrel pro Tag abzielt. Premium-Qualitäten aus Mangistau und Buzachi erfreuen sich einer wachsenden Nachfrage asiatischer Raffinerien.

Erdgas mit einem Wert von 1,97 Milliarden USD im Jahr 2025 wächst jährlich um 4,85 %, da vier Aufbereitungsanlagen 8,4 Mrd. m³ Kapazität hinzufügen. Karachagnaks 4-Mrd.-m³-Erweiterung und neue steuerliche Anreize zur Nutzung assoziierten Gases reduzieren das Abfackeln und steigern das Exportpotenzial nach China.

Nach Bohrlochtyp: Konventionelle Grundlagen ermöglichen unkonventionelles Wachstum

Konventionelle Aktivitäten machten 94,32 % der Ausgaben im Jahr 2025 aus, wachsen jedoch moderat mit einer CAGR von 3,35 %. Verlängerte Horizontalbohrungen überschreiten nun 8.000 Meter und erschließen in Karbonatabtriften verbliebenes Attiköl.

Unkonventionelle Bohrungen, heute ein Anteil von 5,68 %, werden zum Instrument der Agilität und verzeichnen eine CAGR von 5,05 %, da das Verbesserte Vertragsmodell die Steuerlast halbiert. Tight-Play-Vorkommen im Chu-Sarysu-Becken weisen nach mehrstufigem Fracking anfängliche Förderraten von 150–200 Barrel pro Tag auf, und KI-gesteuertes Geosteering reduziert die Bohrkosten um 20 %.

Nach Dienstleistung: Erschließungsführerschaft weicht dem Stilllegungswachstum

Erschließungs- und Produktionsdienstleistungen machten 59,72 % des Umsatzes von 2025 aus, verlangsamten sich jedoch auf eine CAGR von 3,62 %, sobald große Projekte einen Plateau erreichten. KI-gesteuertes Bohren, beispielhaft durch das ABAI-System von KazMunayGas, hilft, gesunde Margen aufrechtzuerhalten.

Stilllegung, derzeit bei 14,20 %, soll sich mit einer CAGR von 5,4 % beschleunigen, da bis 2030 2.500 Bohrungen stillgelegt werden müssen. Kostenschätzungen von 150.000–300.000 USD pro Bohrloch in Kombination mit strengen Sanierungsvorschriften fördern die frühzeitige Rückstellungsbildung durch Großunternehmen.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente nach Berichtskauf verfügbar

Geografische Analyse

Der Korridor Atyrau und Mangystau erzielte 2025 77,23 % der nationalen Produktion, entsprechend 4,99 Milliarden USD der kasachischen Öl- und Gas-Upstream-Marktgröße. Die Erweiterungen von Tengiz und Kashagan heben die Produktions-CAGR des Korridors bis 2031 auf 3,9 %. Upstream-Betreiber profitieren von den nahe gelegenen Drehkreuzen der KPC- und Kasachstan-China-Pipeline, obwohl 15 Milliarden USD für die Pipeline-Erneuerung dringend erforderlich bleiben.

Kyzylorda und Aktobe zusammen machten 2025 15,39 % des Umsatzes aus und verzeichneten eine CAGR von 4,0 %, da tiefere Formationen und Tight-Play-Vorkommen Kapital anziehen. Die Gasaufrüstung von Karachaganak fügt 4 Mrd. m³ Handhabungskapazität hinzu und reduziert frühere Reinjektionsengpässe. Regulatorische Flexibilität, einschließlich Steuerbefreiungen in Grenzgebieten, stimuliert seismische Aktivitäten und Bewertungsaktivitäten.

Die östlichen und nördlichen Provinzen repräsentieren die verbleibenden 7,38 %, gewinnen jedoch längerfristig an Interesse, da die seismische Abdeckung verbessert wird. Infrastrukturlücken werden durch den geplanten Bau von Schienen-Pipeline-Terminals und potenzielle Trans-Kaspische Verbindungen zu westlichen Exportrouten enger.