Seit einiger Zeit gilt Aserbaidschan als einer der Verbündeten Brüssels bei dessen Bemühungen um eine Diversifizierung der Energieimporte. Allerdings scheint die Situation ins Stocken geraten zu sein, da mehrere Faktoren zusammenkommen, die die Beteiligung von aserbaidschanischem Gas am europäischen Energiemix einschränken. In diesem Artikel bewerten wir das Potenzial dieser Partnerschaft.
Die großen Pläne
Mit Erdgasreserven, die von der EIA auf 2,5 bis 2,6 Milliarden Kubikmeter (bcm) geschätzt werden https://www.iea.org/reports/azerbaijan-energy-profile/energy-security, könnte Aserbaidschan eine wichtige Rolle bei der Diversifizierung der europäischen Energieimporte spielen. Tatsächlich unterzeichneten Brüssel und Baku 2022 eine Absichtserklärung, in der eine Verdopplung der Gaslieferungen bis 2027 gefordert wurde. Daher hätten die Mengen 16 Mrd. Kubikmeter überschreiten müssen. Dieses Ziel scheint jedoch derzeit unrealistisch, da Aserbaidschan laut Eurostat im Jahr 2024 nur 11,7 Mrd. Kubikmeter geliefert hat https://www.consilium.europa.eu/en/infographics/where-does-the-eu-s-gas-come-from/#0. Dennoch ist Aserbaidschan mit einem Anteil von 4,3 % an den Gaslieferungen einer der wichtigsten Energielieferanten Europas (7. Platz im Jahr 2024).
Aserbaidschanisches Erdgas wird hauptsächlich über Pipelines nach Europa transportiert. Der Südliche Gaskorridor wurde 2020 vollständig in Betrieb genommen. Dieses Netz umfasst die Südkaukasus-Pipeline (SCP), die Trans-Anatolische Erdgas-Pipeline (TANAP) durch die Türkei und die Trans-Adria-Pipeline (TAP) von Griechenland nach Italien.
Um die geplante Steigerung des Gastransports zu erreichen, sollte die Kapazität der Pipelines gemäß der Absichtserklärung von 10 auf 20 Mrd. Kubikmeter pro Jahr erhöht werden.
Der LNG-Faktor
Als Reaktion auf die Einstellung der Gaslieferungen durch Russland und dessen Aggression in der Ukraine reduzierte die EU ab 2022 die russischen Pipeline-Importe von fast 40 % ihrer Versorgung im Jahr 2021 auf nur noch 11 % im Jahr 2024. Diese Lücke wurde größtenteils durch einen Anstieg der LNG-Lieferungen geschlossen.
EU-Beamte https://www.consilium.europa.eu/en/infographics/where-does-the-eu-s-gas-come-from/#:~:text=than%2019,gas%20imports%20in%202024 haben betont, dass die Diversifizierung der Gasimporte weg von Russland „vor allem dank eines starken Anstiegs der LNG-Importe und eines geringeren Gasverbrauchs möglich wurde“. Diese beiden Säulen der aktuellen EU-Energiepolitik sollen beibehalten werden, um die Klimaziele der EU zu erreichen, bis 2050 CO2-Neutralität zu erreichen.
Die EU ist heute der weltweit größte LNG-Importeur. Im Jahr 2024 importierte die EU über 100 Milliarden Kubikmeter (bcm) LNG, wobei etwa 45 % dieses Volumens auf die USA entfielen. Die US-LNG-Exporte nach Europa haben sich von 18,9 bcm im Jahr 2021 auf 45,1 bcm im Jahr 2024 mehr als verdoppelt, wodurch die USA mit einem Marktanteil von rund 16,5 % zum zweitgrößten Gaslieferanten der EU geworden sind https://www.consilium.europa.eu/en/infographics/where-does-the-eu-s-gas-come-from/# 0.
Große Mengen erfordern große Infrastrukturlösungen. An der gesamten europäischen Küste entstehen neue LNG-Terminals, wodurch Ressourcen von anderen Infrastrukturprojekten abgezogen werden.
Rückgang der Gasnachfrage
Ein weiterer Grund, an der Realisierbarkeit einer Steigerung der Gasexporte Aserbaidschans zu zweifeln, ist der Rückgang der Nachfrage aus der EU. Zwischen 2021 und 2024 sank der Gasverbrauch in Europa um rund 19 %. Die Analystin Yana Zabanova stellt fest https://www.boell.de/en/2024/11/05/eu-and-azerbaijan-energy-partners-short-term-benefits-uncertain-future, dass die Gasnachfrage in der EU aufgrund des geringeren Industrieverbrauchs, von Effizienzsteigerungen und dem schnelleren Einsatz erneuerbarer Energien im Jahr 2022 zu sinken begann. Sie glaubt auch, dass die Klimaziele der EU weiterhin einen Abwärtsdruck auf die Gasimporte ausüben werden.
Ist Europa dem aserbaidschanischen Gas entwachsen?
Unterdessen haben die Verantwortlichen in Baku angesichts der technischen, marktwirtschaftlichen und politischen Einschränkungen für das Exportwachstum ihre Ambitionen zurückgeschraubt.
Die Exporte Aserbaidschans in die EU blieben in den letzten drei Jahren bei etwa 12–13 Mrd. Kubikmetern. Darüber hinaus gingen die Exporte im Jahr 2025 zurück https://www.bruegel.org/dataset/european-natural-gas-imports, so Bruegel, ein in Brüssel ansässiger Think Tank. Im ersten Quartal 2025 beliefen sich die Exporte auf 2,84 Mrd. Kubikmeter, gegenüber 3,2 Mrd. Kubikmetern im ersten Quartal 2024. Bis Ende 2024 hatten die Exporte in die EU nur 12,7 Mrd. Kubikmeter erreicht, was einem leichten Anstieg gegenüber 12,4 Mrd. Kubikmetern im Jahr 2023 entspricht.
Vor diesem Hintergrund haben die Betreiber der Trans-Adriatic-Pipeline (TAP) – dem letzten Abschnitt des südlichen Gaskorridors nach Italien – keine Eile, die Kapazität der Pipeline zu erhöhen. Die TAP hat derzeit eine Kapazität von 10 Mrd. Kubikmetern pro Jahr, die jedoch mit zusätzlichen Kompressorstationen auf 20 Mrd. Kubikmeter erhöht werden könnte. Die erste Phase der Erweiterung der TAP (Erhöhung der Kapazität um 1,2 Mrd. Kubikmeter bis 2026) ist bereits im Gange, wodurch die Kapazität der TAP auf 11–12 Mrd. Kubikmeter steigen wird. Die größere zweite Phase der Erweiterung auf 20 Mrd. Kubikmeter ist jedoch noch ungewiss. Diese hängt von einem verbindlichen Markttest für Transportunternehmen ab, um langfristige Kapazitäten zu buchen. Bislang sind jedoch nur wenige feste Zusagen eingegangen. Yana Zabanova kam zu dem Schluss https://www.boell.de/en/2024/11/05/eu-and-azerbaijan-energy-partners-short-term-benefits-uncertain-future, dass „Aserbaidschan ein wichtiger, aber keineswegs unverzichtbarer Energielieferant für Europa ist“
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Interne Probleme
Tatsächlich hat auch Aserbaidschan Probleme mit seinem Teil der Vereinbarung. Die Gasproduktion dürfte, wenn überhaupt, nur geringfügig steigen. Das Umid-Babek-Projekt sollte nach Shah Deniz die nächste wichtige Gasquelle für Baku werden. Aufgrund der Komplexität des Upstream-Prozesses musste SOCAR (die staatliche Ölgesellschaft Aserbaidschans) jedoch eine Ausschreibung durchführen, um einen ausländischen Partner mit fortgeschritteneren technischen Fähigkeiten zu finden. Seit 2014 zeigen Upstream-Unternehmen jedoch wenig Interesse. Ohne Investitionen und Technologie von außen sind die Fortschritte auf dem Babek-Feld minimal – ein Produktionsbeteiligungsvertrag (PSC) wurde noch nicht vereinbart.
Was Umid betrifft, so wird das derzeit geförderte Gas im Inland verwendet und nicht exportiert. Im September 2024 betonte der Präsident von SOCAR, Rovshan Najaf, https://www.upstreamonline.com/ field-development/offshore-well-boosts-azerbaijan-s-gas-export-ambitions/2-1-1707270, dass das gesamte Gas aus dem Umid-Feld für den lokalen Markt bestimmt sei, wodurch andere Quellen (wie das stagnierende Shah-Deniz-Feld) für den Export frei würden. Absheron, das von TotalEnergies und SOCAR in einer 50/50-Partnerschaft betrieben wird, gilt ebenfalls als unverzichtbar für die Deckung des heimischen Energiebedarfs.
Dies spiegelt den steigenden heimischen Gasverbrauch Aserbaidschans wider. S&P Global prognostiziert, dass Aserbaidschan seine eigene heimische Nachfrage und die aus anderen Quellen gelieferte entsprechende Menge berücksichtigen muss, um bis 2030 15 Mrd. Kubikmeter zu erreichen, was einem Anstieg von 25 % gegenüber 2022 entspricht. Die offizielle Haltung lautet, dass Aserbaidschan zunächst seinen eigenen Bedarf decken muss, sodass weniger für Europa übrig bleibt.
Die Gesamtsituation zwingt auch europäische Unternehmen zur Zurückhaltung. Das französische Unternehmen TotalEnergies hat es nicht eilig, seine Spitzenproduktion von 7 Milliarden Kubikmetern (bcm) im Absheron-Feld zu erreichen, da die Nachfrageaussichten außerhalb Aserbaidschans ungewiss sind.
Selbst Shah Deniz, Aserbaidschans riesiges Gasfeld, das die Grundlage für alle Exporte nach Europa bildet, befindet sich in der Warteschleife. Im Juni 2025 genehmigten BP und seine Partner das Shah-Deniz-Kompressionsprojekt (SDC), das den Bau einer Offshore-Kompressionsplattform vorsieht, um einen Gasfluss von 50 Mrd. Kubikmetern aus einem bestehenden Reservoir aufrechtzuerhalten. Ziel ist es, die Förderung zu maximieren und die Produktion aus dem Shah-Deniz-Feld bis weit in die 2030er Jahre hinein zu verlängern. Die Zukunft des Projekts ist jedoch ungewiss. Die neue Kompressionsplattform wird erst 2029 voll betriebsfähig sein. Bis dahin wird der Gasverbrauch in der EU voraussichtlich zurückgehen und es werden strengere Klimaschutzmaßnahmen in Kraft treten. Darüber hinaus halten die russische Lukoil und die iranische NICO Anteile an dem Projekt – 19,9 % bzw. 10 %. Sowohl Lukoil als auch NICO unterliegen verschiedenen Sanktionen, was Shah Deniz zu einer weniger attraktiven Quelle für die europäischen Märkte macht.
Dies deutet darauf hin, dass aserbaidschanisches Gas weiterhin Teil des europäischen Energiepuzzles bleiben wird, wenn auch in geringerem Umfang als ursprünglich erhofft.