Berlin erschließt eine zusätzliche Bezugsroute für Gas und Öl aus dem Kaspischen Raum und perspektivisch auch für grünen Strom und Wasserstoff. Für Deutschland ist dies eine Möglichkeit, die Versorgung der Industrie abzusichern, neue Geschäftschancen zu schaffen und den europäischen Energiemarkt widerstandsfähiger zu machen.
Berlin und Baku bauen ihre Energiepartnerschaft aus
Der Besuch des aserbaidschanischen Präsidenten Ilham Alijew in Berlin am 21. Juli 2026 führte zwar nicht zur Unterzeichnung eines neuen großen Gasvertrags. Seine energiepolitische Bedeutung reicht dennoch weit über ein einzelnes Geschäft hinaus.
Deutschland und Aserbaidschan verabschiedeten eine Gemeinsame Erklärung zur strategischen Agenda ihrer bilateralen Partnerschaft und vereinbarten die Gründung eines deutsch-aserbaidschanischen Wirtschaftsrats. Zu den zentralen Bereichen der künftigen Zusammenarbeit zählen Gaslieferungen, erneuerbare Energien, grüner und CO₂-armer Wasserstoff, Energieeffizienz, Infrastruktur sowie grenzüberschreitende Energieflüsse. Auch die Bundesregierung hob nach dem Treffen die Breite der vereinbarten Energieagenda hervor.
Diese Agenda zeigt, dass Berlin Aserbaidschan nicht mehr nur als zusätzlichen Lieferanten von Öl und Gas betrachtet. Das Land entwickelt sich schrittweise zu einem Bestandteil einer umfassenderen europäischen Energiearchitektur: als Lieferant fossiler Energieträger in der Übergangsphase, als Knotenpunkt kaspischer Transportwege und als potenzieller Partner für grünen Strom und Wasserstoff.
Deutschlands nationale Interessen decken sich dabei weitgehend mit denen der Europäischen Union. Je mehr Lieferanten, Pipelines, LNG-Terminals und Verbindungen zwischen den nationalen Netzen zur Verfügung stehen, desto geringer ist das Risiko, dass eine Unterbrechung auf einer einzelnen Route zu Engpässen führt oder einem externen Partner die Möglichkeit gibt, politische Bedingungen zu diktieren.
Deutschland erhält zusätzliche Versorgungsoptionen für seine Industrie und eine weitere Bezugsroute für den Süden des Landes. Die EU stärkt zugleich ihre südlichen Energieimportkorridore, vertieft die Verbindungen zum Südkaukasus und verringert die Abhängigkeit des Binnenmarktes von einzelnen Lieferanten.
Deutschland setzt auf Diversifizierung
Nach dem Wegfall der früheren russischen Lieferungen suchte Berlin nicht nach einem anderen Land, das die entstandene Lücke vollständig schließen sollte. Stattdessen verteilte Deutschland seine Importe auf mehrere Bezugsquellen und Routen, baute eine eigene Infrastruktur für den direkten Import von Flüssigerdgas auf und verstärkte die Verbindungen zu den Energiemärkten seiner europäischen Nachbarn.
Die Notwendigkeit eines umfassenden Netzausbaus betonte bereits 2023 der Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller:
„Ziel ist es, das Netz fit für eine stärkere Diversifizierung unserer Gasquellen zu machen.“
Nach Auffassung der Regulierungsbehörde muss das deutsche Gasfernleitungsnetz künftig größere LNG-Mengen sowie zusätzliche Importe über die Niederlande, Belgien und weitere Grenzübergangspunkte aufnehmen können. Zugleich sollen bei der Planung der erwartete Rückgang des Gasverbrauchs und die deutschen Klimaziele berücksichtigt werden.
Die Folgen dieser Umstrukturierung sind in der deutschen Importstatistik bereits deutlich sichtbar. Im Jahr 2025 importierte Deutschland insgesamt 1.031 TWh Gas. Nach Angaben der Bundesnetzagentur wurden 44 Prozent aus Norwegen eingeführt, 24 Prozent kamen über die Niederlande und 21 Prozent über Belgien. Weitere 106 TWh, entsprechend 10,3 Prozent der gesamten Importe, gelangten über die deutschen LNG-Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin und Mukran ins Netz.
Zugleich exportierte Deutschland 221 TWh Gas in benachbarte Länder, vor allem nach Österreich, Tschechien und in die Schweiz. Der Inlandsverbrauch belief sich auf 864 TWh, davon entfielen 60 Prozent auf die Industrie.
Die Niederlande und Belgien treten in dieser Statistik nicht nur als Produzenten auf, sondern vor allem als wichtige Einfuhr- und Transitknotenpunkte. Über ihre Netze erhält Deutschland Zugang zu norwegischem Pipelinegas, zu europäischen LNG-Terminals und zum grenzüberschreitenden Handelsmarkt.
Die ausgefallenen russischen Mengen wurden somit nicht durch einen einzigen neuen Lieferanten ersetzt, sondern durch eine Kombination verschiedener Länder und Transportwege. Norwegen liefert Pipelinegas aus dem Norden. LNG-Terminals verbinden Deutschland mit dem Weltmarkt. Westliche Netzkopplungspunkte eröffnen den Zugang zur Infrastruktur der Nachbarstaaten. Mit dem Südlichen Gaskorridor kommt nun eine kaspische Bezugsquelle hinzu.
Aserbaidschanisches Gas erreicht den deutschen Markt
Aserbaidschanisches Gas gelangt über den rund 3.500 Kilometer langen Südlichen Gaskorridor nach Europa. Die Route beginnt am Gasfeld Shah Deniz im Kaspischen Meer, führt über Aserbaidschan und Georgien und durchquert anschließend über die Transanatolische Pipeline TANAP die Türkei. Über die Transadriatische Pipeline TAP verläuft sie weiter durch Griechenland und Albanien sowie unter der Adria hindurch bis nach Italien. Von dort kann das Gas über das europäische Verbundnetz weitertransportiert werden.
Nach Angaben der Europäischen Kommission stiegen die Gaslieferungen aus Aserbaidschan in die EU zwischen 2021 und 2024 um mehr als 40 Prozent. Im Jahr 2025 lieferte Aserbaidschan nach Angaben des aserbaidschanischen Energieministeriums 12,8 Milliarden Kubikmeter Gas nach Europa. Im Januar 2026 begann das Land außerdem mit Gaslieferungen nach Deutschland und Österreich.
Die kommerzielle Grundlage für die deutschen Lieferungen bildet ein im Juni 2025 geschlossener Zehnjahresvertrag zwischen SOCAR und dem staatlichen deutschen Energieunternehmen SEFE. Die Lieferungen begannen noch im selben Jahr. Das jährliche Volumen soll schrittweise auf bis zu 15 TWh beziehungsweise rund 1,5 Milliarden Kubikmeter steigen.
Der langfristige Abnahmevertrag schafft zugleich eine wirtschaftliche Grundlage für Investitionen in zusätzliche Förderung, Kompressoranlagen und Transportinfrastruktur. Laut SEFE soll die Partnerschaft dazu beitragen, mehr Pipelinegas nach Europa zu bringen und die Versorgungssicherheit des Kontinents zu erhöhen.
SEFE-Chef Egbert Laege erklärte: „Mit dieser Partnerschaft schaffen wir eine neue Route, über die erhebliche Gasmengen nach Europa gelangen können. Dadurch diversifizieren wir unser Portfolio und erhöhen die Versorgungssicherheit unserer Kunden.“
Selbst die maximale Vertragsmenge entspricht weniger als zwei Prozent des heutigen jährlichen Gasverbrauchs in Deutschland. Sie ist damit nicht mit den Mengen vergleichbar, die Deutschland vor 2022 aus Russland bezog. In der neuen Energiearchitektur bemisst sich die Bedeutung einer Lieferung jedoch nicht allein an ihrem Marktanteil.
Jede zusätzliche tatsächlich verfügbare Bezugsquelle erhöht den Wettbewerb zwischen den Exporteuren, senkt das Risiko von Engpässen bei Störungen auf anderen Routen und stärkt die Verhandlungsposition der europäischen Abnehmer. Mehrere Verträge mit unterschiedlichen Ländern und über voneinander unabhängige Transportwege schaffen ein stabileres System als eine übermäßige Abhängigkeit von einem einzigen Großlieferanten.
Besonders bezeichnend ist, dass gerade SEFE den Vertrag mit SOCAR abgeschlossen hat. Das Unternehmen ging aus der früheren Gazprom Germania hervor. Im Juni 2022 erhielt es seinen heutigen Namen, im November desselben Jahres wurde die Bundesrepublik Deutschland alleinige Eigentümerin.
Ein Unternehmen, das zuvor zu den wichtigsten Instrumenten der Gazprom-Präsenz auf dem deutschen Markt gehörte, schließt heute langfristige Verträge mit alternativen Exporteuren. Das Abkommen mit SOCAR besitzt deshalb nicht nur wirtschaftliche, sondern auch symbolische Bedeutung.
Der Südliche Gaskorridor braucht zusätzliche Kapazitäten
Die Transportmöglichkeiten des Südlichen Gaskorridors sind nicht unbegrenzt. TAP und TANAP wurden für bestimmte Durchflussmengen ausgelegt. Weitere Exportsteigerungen hängen daher nicht nur davon ab, ob Aserbaidschan mehr Gas fördern kann, sondern auch von der Kapazität der gesamten Transportkette zwischen dem Kaspischen Meer und den europäischen Absatzmärkten.
Ein Ausbau würde zusätzliche Kompressorstationen, neue Verbindungen zwischen nationalen Netzen und Investitionen in die Gasförderung erfordern. Langfristige Abnahmeverträge wie das Abkommen zwischen SOCAR und SEFE geben Produzenten und Infrastrukturbetreibern dabei mehr Planungssicherheit.
Für Deutschland und die EU entsteht daraus ein schwieriger Zielkonflikt. Europa benötigt in den kommenden Jahren verlässliche nicht-russische Gaslieferungen. Gleichzeitig will die Union den Verbrauch fossiler Energieträger senken und die Elektrifizierung von Industrie, Verkehr und Wärmeversorgung beschleunigen.
Die europäische Energiepolitik kann deshalb nicht darin bestehen, jede neue Gaspipeline zu unterstützen, nur weil sie nicht mit Russland verbunden ist. Neue Projekte sind vor allem dann sinnvoll, wenn sie bestehende Engpässe beseitigen, nationale Märkte miteinander verbinden, den Wettbewerb stärken und später auch für Wasserstoff oder andere CO₂-arme Gase genutzt werden können.
TAP untersucht bereits, inwieweit die Infrastruktur für den Transport von Wasserstoffgemischen geeignet ist. TAP-Geschäftsführer Luca Schieppati erklärte:
„Mit der Erweiterung der TAP könnten künftig auch neue Mengen an Wasserstoff und anderen erneuerbaren Gasen transportiert werden, um die langfristige Nachhaltigkeit zu fördern und die Energiewende in der Region zu ermöglichen.“
Nach Angaben des Betreibers bestätigen erste Untersuchungen grundsätzlich die technische Eignung der Pipeline. Weitere Tests an Materialien und Anlagen laufen.
Erdgas bleibt damit eine wichtige Absicherung für die Übergangsphase, insbesondere für Industrie, Wärmeversorgung und den Ausgleich schwankender Stromerzeugung. Neue Gasinfrastruktur darf jedoch nicht zu einem Hindernis für die europäischen Klimaziele werden.
Was Deutschland von der Zusammenarbeit hat
Für Deutschland liegt der wichtigste praktische Nutzen der Zusammenarbeit in einer höheren Versorgungssicherheit. Erdgas wird weiterhin in der chemischen Industrie sowie bei der Produktion von Glas, Keramik, Düngemitteln und Metallen benötigt. Darüber hinaus kommt es in der Wärmeversorgung und in Kraftwerken zum Einsatz, die Schwankungen bei Wind- und Solarstrom ausgleichen.
Je mehr Bezugsquellen und Transportwege zur Verfügung stehen, desto geringer ist das Risiko, dass deutsche Unternehmen infolge eines Unfalls, eines bewaffneten Konflikts oder einer politischen Entscheidung auf einer einzelnen Route mit Versorgungsengpässen konfrontiert werden.
Der neue Vertrag garantiert keine niedrigen Preise. Der Gaspreis wird weiterhin von der allgemeinen Lage auf dem europäischen Markt bestimmt. Zusätzliche physisch verfügbare Mengen verringern jedoch die Notwendigkeit kurzfristiger und kostspieliger Beschaffungen am Spotmarkt, dämpfen das Risiko abrupter Preisschocks und begrenzen die Möglichkeiten einzelner Exporteure, ihre Bedingungen durchzusetzen.
Ebenso wichtig ist die geografische Lage der Route. Aserbaidschanisches Gas erreicht Europa von Süden her über Italien und das mitteleuropäische Verbundnetz. Damit entsteht eine zusätzliche Versorgungsmöglichkeit für die südlichen Bundesländer, die weiter von den norddeutschen LNG-Terminals entfernt und eng mit den Gasnetzen Österreichs, der Schweiz und Italiens verbunden sind.
Bei den Gesprächen in Berlin verwies die deutsche Seite ausdrücklich auf die Bedeutung des kaspischen Korridors für Süddeutschland. Die vorhandene Infrastruktur reiche bereits in diese Richtung und könne bei Bedarf weiter ausgebaut werden.
Darüber hinaus eröffnet die Partnerschaft deutschen Unternehmen neue Geschäftsmöglichkeiten. Der geplante bilaterale Wirtschaftsrat soll die Zusammenarbeit in den Bereichen Energie, Infrastruktur, Maschinenbau, Verkehr und digitale Technologien erleichtern. Auch ein mögliches Investitionsprogramm wurde erörtert, das deutschen Firmen zusätzliche Chancen in Aserbaidschan eröffnen könnte.
Die Ausweitung der Förderung, die Modernisierung von Netzen, der Bau von Kompressorstationen sowie der Ausbau von Windparks und einer Wasserstoffwirtschaft erfordern Anlagen, technische Lösungen und spezialisierte Dienstleistungen. Deutschland ist deshalb nicht nur am Import von Energie interessiert, sondern auch an der Beteiligung seiner Unternehmen am Aufbau der neuen Infrastruktur.
Die kaspische Route erweitert Europas Öllogistik
Eine ähnliche Logik gilt für den Ölmarkt. Aserbaidschan wird nicht zum wichtigsten Öllieferanten Deutschlands werden und Berlin strebt dies auch nicht an. Die Bedeutung des Landes liegt nicht nur in seinen eigenen Rohstoffvorkommen, sondern auch in einer Route, die das Kaspische Meer mit dem Mittelmeer verbindet und russisches Territorium vollständig umgeht.
Die Ölpipeline Baku–Tiflis–Ceyhan führt durch Aserbaidschan, Georgien und die Türkei und endet im Mittelmeerhafen Ceyhan. Sie ist 1.768 Kilometer lang. Seit ihrer Inbetriebnahme im Jahr 2006 wurden über die Leitung bis Ende 2024 mehr als 4,4 Milliarden Barrel Rohöl transportiert. Neben aserbaidschanischem Öl nimmt die Pipeline auch einzelne Mengen aus Kasachstan und Turkmenistan auf, wie der Projektbetreiber BP berichtet.
Für Deutschland besitzt dieser Transportweg einen eigenständigen strategischen Wert. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre haben gezeigt, dass ein Land zwar den Kauf russischen Rohöls beenden, zugleich aber weiterhin von Transportinfrastruktur abhängig bleiben kann, die durch Russland verläuft.
Diversifizierung muss sich deshalb nicht nur auf die Herkunft des Öls beziehen, sondern auch auf den Weg, über den es geliefert wird. Die Route über Aserbaidschan, Georgien und die Türkei erweitert die Zahl der verfügbaren Optionen und verringert die Abhängigkeit des europäischen Marktes von russischer Transportinfrastruktur.
From the Caspian to Europe: gas, oil, power and hydrogen routes. Graphic by the Energy Europe Editorial Team
Nächster Schritt: grüner Strom aus dem Kaspischen Raum
Der langfristig interessanteste Teil der deutsch-aserbaidschanischen Annäherung beginnt jenseits der traditionellen Öl- und Gaswirtschaft. In der in Berlin unterzeichneten Erklärung werden erneuerbare Energien, grüner und CO₂-armer Wasserstoff, Energieeffizienz und grenzüberschreitende Energieinfrastruktur ausdrücklich als gemeinsame Arbeitsfelder genannt.
Das zentrale Vorhaben ist der Grüne Energiekorridor Kaspisches Meer–Schwarzes Meer–Europa, den Aserbaidschan, Georgien, Rumänien und Ungarn entwickeln. Kern des Projekts soll ein rund 1.200 Kilometer langes Hochspannungs-Seekabel durch das Schwarze Meer mit einer Übertragungsleistung von 1.000 MW werden. Darüber könnte Strom aus dem Südkaukasus über Rumänien in das europäische Netz eingespeist werden.
Das Vorhaben befindet sich noch in der Planungsphase, ist inzwischen jedoch in die Phase technischer Untersuchungen eingetreten. Das italienische Ingenieurunternehmen CESI wurde mit der Machbarkeitsstudie beauftragt.
Stefano Malgarotti, Leiter des Bereichs Engineering Consulting bei CESI, erklärte:
„Wir haben bereits die Trasse und die Standorte der Konverterstationen festgelegt.“
Als nächste Schritte sind Umwelt- und Sozialverträglichkeitsprüfungen sowie geophysikalische und geotechnische Untersuchungen des Meeresbodens vorgesehen.
Für die Umsetzung wurde die Green Energy Corridor Energy Company gegründet. Die erste und zweite Projektphase wurden in das Projektportfolio für den TYNDP 2026 aufgenommen und werden nun im Rahmen der europäischen Netzplanung bewertet. Im Laufe des Jahres 2026 soll eine Kosten-Nutzen-Analyse durchgeführt werden, deren Ergebnisse Ende des Jahres erwartet werden.
Die Aufnahme in das Projektportfolio bedeutet weder eine endgültige Bauentscheidung noch garantierte Stromlieferungen nach Deutschland. Sie bringt das Vorhaben jedoch auf die Ebene der europäischen Infrastrukturplanung und schafft eine Voraussetzung dafür, dass es sich später um den Status eines Vorhabens von gegenseitigem Interesse, eines sogenannten PMI, bewerben kann.
Für die Europäische Union ist der Korridor nicht nur als Quelle zusätzlichen Stroms interessant. Er verbindet den Südkaukasus enger mit dem europäischen Binnenmarkt, verbreitert die geografische Basis der erneuerbaren Stromversorgung und fördert die Annäherung der Energieregeln der Partnerstaaten an die europäischen Standards.
Für Aserbaidschan eröffnet sich damit die Möglichkeit, sich schrittweise vom reinen Öl- und Gasexporteur zu einem breiter aufgestellten Energielieferanten zu entwickeln. Für Deutschland entstehen potenziell neue Bezugsquellen für grünen Strom und neue Projekte für Energie-, Netz- und Ingenieurunternehmen.
Wasserstoff macht die Partnerschaft langfristig
Ein weiteres langfristiges Kooperationsfeld ist Wasserstoff. Deutschland erwartet für das Jahr 2030 einen Bedarf an Wasserstoff und Wasserstoffderivaten von 95 bis 130 TWh. Davon sollen voraussichtlich 50 bis 70 Prozent, entsprechend etwa 45 bis 90 TWh, importiert werden.
Wasserstoff wird vor allem in der Stahl- und Chemieindustrie sowie in anderen Bereichen benötigt, in denen eine direkte Elektrifizierung technisch schwierig oder wirtschaftlich kaum sinnvoll ist. Deutschland verfügt zwar über eigenes Produktionspotenzial, wird damit aber voraussichtlich nicht den gesamten künftigen Bedarf seiner Industrie decken können.
Aserbaidschan kann seinerseits das Windpotenzial des Kaspischen Meeres, vorhandene Energieinfrastruktur und jahrzehntelange Erfahrung mit großen Exportprojekten nutzen. Gemeinsam mit DNV Energy Systems Germany und mit Unterstützung der Europäischen Bank für Wiederaufbau und Entwicklung arbeitet das Land an einer Wasserstoffstrategie.
Im Januar 2026 begannen das aserbaidschanische Energieministerium und DNV mit der praktischen Ausarbeitung der Strategie. Dazu gehören ein regulatorischer Rahmen und konkrete Maßnahmen zum Aufbau eines Wasserstoffmarktes. Der Umsetzungsplan soll nach Angaben des Energieministeriums in der ersten Hälfte des Jahres 2026 fertiggestellt werden.
Bis zu kommerziellen Wasserstofflieferungen nach Deutschland ist es allerdings noch ein weiter Weg. Dafür müssten zusätzliche Wind- und Solarkapazitäten, Elektrolyseure, Speichersysteme und Exportinfrastruktur aufgebaut werden. Außerdem müsste ein Preisniveau erreicht werden, das gegenüber den Angeboten anderer potenzieller Lieferländer wettbewerbsfähig ist.
Dass Wasserstoff bereits Teil der strategischen deutsch-aserbaidschanischen Agenda ist, zeigt dennoch, dass Berlin die Beziehungen zu Baku weit über die derzeitige Phase der Gaszusammenarbeit hinaus betrachtet. Deutschland hat ein Interesse daran, dass heutige Lieferanten fossiler Energieträger an der europäischen Energiewende mitwirken und sich schrittweise auf den Export CO₂-armer Energieträger vorbereiten.
Aserbaidschan stärkt Europas Energieversorgung
Aserbaidschan wird nicht zum wichtigsten Energielieferanten Deutschlands werden. Gerade deshalb entspricht die Partnerschaft der veränderten deutschen Strategie. Berlin richtet sein Versorgungssystem nicht mehr auf ein einzelnes Land und eine einzige Route aus.
Norwegen bleibt der wichtigste Pipelinepartner. LNG-Terminals verbinden Deutschland mit dem Weltmarkt. Die Niederlande und Belgien eröffnen den Zugang zur westeuropäischen Infrastruktur. Mit dem Südlichen Gaskorridor kommt eine kaspische Bezugsquelle hinzu. Die Ölpipeline Baku–Tiflis–Ceyhan schafft einen zusätzlichen, von Russland unabhängigen Transportweg. Perspektivisch könnten das Schwarzmeer-Stromkabel und Wasserstoffprojekte den Kaspischen Raum enger mit der europäischen Energiewirtschaft verbinden.
Ein solches System ist komplexer als die frühere direkte Abhängigkeit von einem einzigen Großexporteur. Es benötigt Terminals, Netzverbindungen, Reservekapazitäten, gemeinsame europäische Regeln und eine dauerhafte Koordinierung zwischen den EU-Mitgliedstaaten.
Gerade diese Komplexität schafft jedoch Widerstandsfähigkeit. Die Unterbrechung einer einzelnen Route soll künftig nicht mehr die gesamte Wirtschaft gefährden können.
Das nationale Interesse Deutschlands deckt sich dabei mit dem gesamteuropäischen. Deutschland erhält zusätzliche Energiequellen für seine Industrie, bessere Versorgungsoptionen für den Süden des Landes und neue Märkte für seine Unternehmen. Die Europäische Union stärkt ihre südlichen Importkorridore, fördert den Wettbewerb und verringert ihre Anfälligkeit für politischen Druck von außen.
Die Zusammenarbeit muss allerdings zu europäischen Bedingungen erfolgen, ohne neue einseitige Abhängigkeiten, mit transparenten Verträgen, Wettbewerb zwischen den Lieferanten und einer Infrastruktur, die mit den Klimazielen der EU vereinbar ist.
Die Bedeutung Aserbaidschans liegt nicht darin, zum Zentrum der deutschen Energieversorgung zu werden. Das Land kann vielmehr dazu beitragen, diese Versorgung diversifizierter, flexibler und widerstandsfähiger zu machen.