Nordafrika hat Schwierigkeiten, sein Exportpotenzial auszuschöpfen.

Gesamtansicht der Gasanlage Tiguentourine in In Amenas, 1600 km (994 Meilen) südöstlich von Algier. (Bild: Reuters)

Nordafrika ist seit Langem ein bedeutender Erdgasproduzent, wobei Algerien und Ägypten eine besonders wichtige Rolle spielen. Die Bedeutung der Region als Gasexporteur rückte in den letzten Jahren aufgrund des Ukraine-Krieges in den Fokus, da Europa sich von russischen Pipelinegasimporten abwandte und nach alternativen Bezugsquellen suchte. Allerdings hindern sowohl innenpolitische Herausforderungen in den nordafrikanischen Ländern als auch die Dynamik des internationalen Marktes diese Länder daran, ihr volles Produktions- und Exportpotenzial auszuschöpfen.

Die Reserven der nordafrikanischen Länder sind beträchtlich. Laut dem Gasexportländerforum (GECF) verfügte Algerien im Jahr 2023 über geschätzte nachgewiesene Erdgasreserven von 159 Billionen Kubikfuß (4,504 × 10¹² m³). Die nachgewiesenen Erdgasreserven Ägyptens wurden für dasselbe Jahr auf 63 Billionen Kubikfuß (1,784 × 10¹² m³) geschätzt.

Die steigende Inlandsnachfrage nach Gas sowie Produktionsschwierigkeiten haben die Exportkapazitäten Nordafrikas jedoch zunehmend eingeschränkt. Laut einem Bericht des britischen Oxford Institute for Energy Studies (OIES) vom Januar 2025 sanken die nordafrikanischen Gasexporte zwischen 2021 und 2024 um fast 30 Prozent, wobei Ägypten den größten Rückgang verzeichnete.

Es werden Anstrengungen unternommen, um diesem Problem zu begegnen. Sowohl Algerien als auch Ägypten führen neue Ausschreibungsrunden für Öl- und Gasvorkommen durch, und Libyen – wo die politische Lage weiterhin sehr instabil ist – plant dasselbe. Die Förderländer der Region hoffen, neue Investitionen internationaler Ölkonzerne (IOCs) anzuziehen, um die Produktion zu steigern. Selbst wenn ihnen dies gelingt, wird es jedoch einige Zeit dauern, bis sich die Investitionen in eine höhere Produktion niederschlagen.

Regionale Trends

Laut GECF-Daten belief sich Algeriens vermarktete Gasproduktion im Jahr 2023 auf 3,7 Billionen Kubikfuß (1,055 × 10¹¹ m³), während der Gasverbrauch auf 1,9 Billionen Kubikfuß (5,29 × 10¹⁰ m³) anstieg. Algerien exportierte in diesem Jahr 1,2 Billionen Kubikfuß (3,45 × 10¹⁰ m³) Gas per Pipeline und 628 Milliarden Kubikfuß (1,78 × 10¹⁰ m³) in Form von LNG.

„Algerien ist derzeit einer der wichtigsten Erdgaslieferanten Europas“, erklärte Rami Khrais, Upstream-Analyst für den Nahen Osten und Afrika bei GlobalData, gegenüber COMPRESSORtech2. „2024 war Algerien nach Norwegen der zweitgrößte Pipelinegaslieferant Europas. Algerien exportiert Gas über zwei Pipelines nach Europa: TransMed und Medgaz. Spanien und Italien sind die größten Abnehmer algerischen Gases auf dem Kontinent. Algerien exportiert außerdem LNG nach Europa und in andere Länder, vor allem in die Türkei. Im vergangenen Jahr deckte Algerien rund 15 % des europäischen Gasbedarfs.“

Blick auf eine Gasanlage von der Wüstenstraße von Suez bei Kairo, Ägypten. (Bild: Reuters)

Khrais fügte hinzu, dass Algerien nach dem Produktionsrückgang in Ägypten und Libyen nun das einzige Land in Nordafrika sei, das Gas nach Europa exportiere.

Ägyptens vermarktete Gasproduktion belief sich 2023 auf insgesamt 2,1 Billionen Kubikfuß (5,93 × 10¹⁰ m³), während der Inlandsbedarf im selben Jahr 2,2 Billionen Kubikfuß (6,19 × 10¹⁰ m³) erreichte (laut GECF-Daten). 2024 verlor Ägypten seinen Status als Nettoexporteur von Erdgas und importierte fortan LNG, um die Lücke zwischen heimischer Produktion und steigender Nachfrage zu schließen.

Eine der größten Herausforderungen für Ägypten ist die Erschöpfung des riesigen, von Eni betriebenen Zohr-Gasfelds. Das Feld, das zuvor rund 40 % der ägyptischen Gasproduktion ausmachte, blieb hinter den Erwartungen zurück, da die Produktion schneller sank als erwartet.

„Dieser Rückgang hat Ägypten gezwungen, die LNG-Exporte aus den Anlagen in Idku und Damietta einzustellen und Verträge für den Import von LNG-Lieferungen über ein schwimmendes Terminal abzuschließen“, sagte Khrais. „Daher ist es unwahrscheinlich, dass Ägypten in absehbarer Zeit ein Gasexportland sein wird.“

Dieser Trend ist in der gesamten Region zu beobachten.

„Das ist in weiten Teilen Nordafrikas der Fall – das Wachstum der Inlandsnachfrage“, erklärte Alex Munton, Leiter des globalen Gasgeschäfts bei Rapidan Energy, gegenüber COMPRESSORtech2. Er sieht ein ähnliches Szenario in Algerien, wo es „kein wirkliches Angebotswachstum“ gibt, während die Inlandsnachfrage allmählich steigt.

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Diese Dynamiken beeinträchtigen die Fähigkeit Nordafrikas, die steigende Nachfrage Europas nach Gas aus nicht-russischen Quellen zu decken.

„Steigender Inlandsverbrauch und mangelnde Investitionen stellen die Haupthindernisse dar, die Algerien und andere nordafrikanische Länder daran hindern, ihre Energielieferungen nach Europa zu erhöhen oder auch nur das derzeitige Niveau zu halten“, sagte Khrais. Er fügte hinzu, dass die algerische Gasproduktion in den kommenden Jahren voraussichtlich allmählich zurückgehen werde, „sofern das Land nicht beschließt, sein Investitionsklima zu verbessern, um mehr große Akteure für seinen vorgelagerten Sektor zu gewinnen“.

Khrais sieht in den jüngsten Entwicklungen jedoch das Potenzial, die Entwicklung neuer Produktionsstätten in Nordafrika anzukurbeln.

„Die Aussetzung der russischen Gaslieferungen nach Europa über die Ukraine Anfang dieses Jahres könnte die strategische Bedeutung von algerischem Pipelinegas und LNG erhöhen“, sagte er. „Dies könnte westliche Unternehmen, insbesondere in Ländern wie Italien und Spanien, dazu anregen, ihre Zusammenarbeit mit dem algerischen Staatskonzern Sonatrach zu vertiefen und weitere Gasprojekte zu entwickeln.“

Die Geschäftsführerin von Crystol Energy, Carole Nakhle, wies ebenfalls auf die Bedeutung neuer Investitionen in die vorgelagerte Wertschöpfungskette hin, um Nordafrika dabei zu helfen, sein Produktions- und Exportpotenzial auszuschöpfen.

„Nationale Reformen sind unerlässlich, ebenso wie verstärkte Investitionen in die vorgelagerte Förderung , um Produktion und neue Funde zu unterstützen“, erklärte Nakhle gegenüber COMPRESSORtech2. „Um die Produktion und in der Folge die Exporte zu steigern (vorausgesetzt, die lokale Nachfrage steigt nicht schneller), benötigt die Region mehr Investitionen in die vorgelagerte Förderung – in ältere Anlagen durch eine Steigerung der Fördermenge (wir beobachten branchenweit einen stärkeren Fokus auf die Fördermenge) sowie in neue Funde.“

Positive Anzeichen

Es besteht die Hoffnung, dass angesichts der laufenden Lizenzierungsrunden in Nordafrika und des Interesses internationaler Ölkonzerne an der Region tatsächlich neue Investitionen fließen könnten. Positive Explorationsergebnisse ermutigen weitere Akteure im Upstream-Bereich zum Einstieg. Allerdings mahnen das Tempo und die relative Unvorhersehbarkeit der Exploration – nicht nur in Nordafrika, sondern weltweit – zur Vorsicht.

„Es gab in letzter Zeit einige positive Neuigkeiten aus der Exploration im Upstream-Bereich, aber der Übergang von der Entdeckung zur Produktion dauert eine Weile, und es bleibt abzuwarten, wie bedeutend einige der jüngsten Entdeckungsmeldungen tatsächlich sind“, sagte Munton.

In der Zwischenzeit wies er, ähnlich wie Nakhle, ebenfalls auf Maßnahmen zur Steigerung der Förderleistung von Produktionsanlagen hin. Ein solches Projekt war die Ankündigung von Baker Hughes im Mai 2024 , dass das Unternehmen von Sonatrach den Zuschlag für die Lieferung von Kompressionsanlagen erhalten habe, um die Produktion im algerischen Gasfeld Hassi R' Mel zu steigern.

„In Algerien wird es einen Markt für Ausrüstung geben“, sagte Munton. „Dieser Markt wird steigende Investitionen in Ausrüstung, insbesondere in Kompressionsanlagen, erfordern, um das Maximum aus diesen alternden Erdgasfeldern herauszuholen. Hassi R' Mel ist das größte Feld, das seit Jahrzehnten produziert und für den algerischen Gassektor absolut von entscheidender Bedeutung ist.“

Khrais wies außerdem darauf hin, dass die Bemühungen um eine Produktionssteigerung bei Hassi R' Mel beobachtet werden sollten, um die Attraktivität des algerischen Investitionsklimas beurteilen zu können.

„Die Expansionsprojekte Algeriens im Hassi-R'Mel-Feld sowie die Bemühungen des Landes zur Erschließung unkonventioneller Gasvorkommen in den Becken von Ahnet und Berkine sollten genau überwacht werden“, sagte Khrais.

Darüber hinaus wird die neue algerische Lizenzierungsrunde genau beobachtet, insbesondere da es sich um die erste Ausschreibungsrunde in Algerien seit über zehn Jahren handelt. Hintergrund ist das erneute Interesse verschiedener internationaler Ölkonzerne am algerischen Upstream-Sektor, nachdem sie sich in den letzten Jahren aufgrund verschiedener Faktoren, darunter Sicherheitsbedenken – insbesondere nach dem Terroranschlag auf die Gasanlage in In Amenas im Jahr 2013 –, komplexer Bürokratie und eines ungünstigen Investitionsklimas, zurückgehalten hatten.

„Algerien hat sich nicht komplett abgeschottet, aber nach dem Terroranschlag in In Amenas herrscht dort ein sehr restriktives Klima“, sagte Munton. Er fügte hinzu, Algerien und die internationalen Ölkonzerne müssten überlegen, wie sie am besten wieder in Kontakt treten können, um die Herausforderungen zu bewältigen, die diese Unternehmen in der Vergangenheit abgeschreckt haben.

Es gibt bereits Anzeichen für eine Wiederaufnahme der Bemühungen. Neben der Ausschreibungsrunde hat Algerien auch bilaterale Gespräche mit verschiedenen internationalen Ölkonzernen geführt, die zur Unterzeichnung von Absichtserklärungen (MoUs) geführt haben. Ziel dieser Absichtserklärungen ist die Erschließung neuer Explorations- und Entwicklungsmöglichkeiten. Zuletzt unterzeichnete die algerische Nationale Entwicklungsagentur für Kohlenwasserstoffe (ALNAFT) im Januar ein Abkommen mit Chevron zur Offshore-Kooperation. Dies folgt auf eine Reihe von Vorvereinbarungen, die in den vergangenen Jahren mit anderen internationalen Ölkonzernen, darunter ExxonMobil, geschlossen wurden.

„Ich halte es für sehr bemerkenswert, dass diese Ankündigungen überhaupt erfolgt sind, insbesondere angesichts der geopolitischen Lage und Algeriens unabhängiger Haltung in geopolitischen Fragen, die sich klar von den USA und dem Westen abgrenzt“, sagte Munton. Internationale Ölkonzerne könnten ihre Expertise zur Maximierung der Produktion in reifen Lagerstätten einbringen und Fähigkeiten, Technologien und Kapazitäten anbieten, von denen Algerien profitieren würde, fuhr er fort. Er fügte jedoch hinzu, dass das politische Umfeld für diese Unternehmen weiterhin „sehr herausfordernd“ sei.

„Ich denke, wir müssen sehr vorsichtig sein, was die Geschwindigkeit einer Rückkehr zu nennenswerter Aktivität der westlichen und insbesondere der US-amerikanischen Major-Turniere angeht“, sagte Munton. „Es wird Zeit brauchen, aber es könnte durchaus einen Unterschied machen – wir sprechen aber nicht davon, dass es bald so weit sein wird.“

Herausforderung in der Mitte des Flusses

Zwar gibt es im Upstream-Sektor sowohl in Algerien als auch in Nordafrika insgesamt Fortschritte, doch lässt sich daraus nicht zwangsläufig eine neue Midstream-Infrastruktur ableiten. Die Aussichten für geplante große grenzüberschreitende Pipelines , wie die geplante 4.128 km lange Trans-Sahara-Gaspipeline, sind schlecht.

Die Pipeline wurde erstmals 2009 vorgeschlagen, als Transportweg für nigerianisches Gas nach Algerien über Niger. Obwohl die drei Länder im Februar 2025 neue Abkommen zur Förderung des Projekts unterzeichneten, bestehen erhebliche Zweifel daran, ob die Pipeline jemals gebaut wird.

„Das Transsahara-Pipeline-Projekt liegt seit fast 20 Jahren auf dem Tisch, hat sich aber kein Stück weiterentwickelt“, sagte Khrais. „Die sinkende Gasproduktion in Nigeria, Sicherheitsrisiken wie Gasdiebstahl und terroristische Aktivitäten sowie die enorme Strecke, die die Pipeline durch die Wüste zurücklegen müsste, machen das Projekt unwirtschaftlich.“

Darüber hinaus bestehen Zweifel daran, ob eine neue Pipeline überhaupt notwendig wäre.

„Es existiert bereits ein Pipeline-Netzwerk zwischen Algerien und Europa, bestehend aus drei Leitungen: TransMed, Medgaz und GME“, sagte Khrais. „Die GME-Pipeline wurde zwar 2021 aufgrund der diplomatischen Spannungen zwischen Algerien und Marokko stillgelegt, die beiden anderen Pipelines arbeiten jedoch nicht mit voller Kapazität. Das bedeutet, dass im Netzwerk bereits erhebliche freie Kapazitäten für den Transport von mehr Gas vorhanden sind. Anders ausgedrückt: Der Engpass liegt im verfügbaren Gasexportvolumen , sowohl in Nordafrika als auch in Nigeria, und nicht in der benötigten Transportinfrastruktur.“

Nakhle merkte unterdessen an, dass eine grenzüberschreitende Pipeline zwar für die beteiligten Länder und Unternehmen sinnvoll sein könnte, geopolitische Realitäten und der wachsende Wettbewerb sowohl durch LNG als auch durch andere Gasquellen jedoch eine Herausforderung darstellten.

Wettbewerb

Tatsächlich ist der zunehmende Wettbewerb durch andere Anbieter einer der beiden Hauptfaktoren, die laut Nakhle das Gasexportpotenzial Nordafrikas hemmen, neben dem Wachstum der Inlandsnachfrage in ineffizienten lokalen Märkten. Der Wettbewerb durch andere Anbieter verschärft sich in Europa, da die führenden LNG-Exporteure, die USA und Katar, in den letzten Jahren ihre Liefermengen nach Europa erhöht haben. Hinzu kommt der wachsende Wettbewerb durch erneuerbare Energien.

„Denken Sie daran: Eine der größten ‚Schwächen‘ von Erdgas ist, dass es für jede seiner Anwendungen einen Ersatz gibt“, sagte Nakhle.

Diesem Schluss kam auch Munton, der darauf hinwies, dass Europa sich kurzfristig zunehmend LNG zuwendet, um die wegfallenden russischen Gasmengen zu ersetzen, und langfristig anderen Energiequellen, einschließlich erneuerbarer Energien.

„Je länger Europa in dieser Krise steckt und mit extrem hohen Erdgaspreisen konfrontiert ist, desto größer wird der politische Druck, vom Gas wegzukommen, nach Alternativen zu suchen und verstärkt in erneuerbare Energien zu investieren“, sagte Munton. „Natürlich gab es beim Ausbau der erneuerbaren Energien viele Herausforderungen, aber die Gasnachfrage ist in Europa in den letzten Jahren deutlich gesunken .“

Kurzfristiger Vorteil

Kurzfristig kann dies nordafrikanischem Gas einen Vorteil verschaffen.

„Für die Branche ist Nordafrika aufgrund seiner geografischen Nähe in gewisser Hinsicht ein logischer und attraktiver Standort für eine Ausweitung der Aktivitäten “, sagte Munton. „Europa braucht Gas. Nordafrika ist ein nachgewiesenes Gasvorkommen“, fügte er hinzu. „Ich denke, kurzfristig bleibt Nordafrika ein wichtiger Bestandteil der Versorgungslage.“

Paul Hasselbrinck, leitender Upstream-Analyst bei GlobalData, ist relativ optimistisch, dass Nordafrika auch über den kurzfristigen Zeitraum hinaus eine wichtige Rolle im Lieferkettenmanagement spielen wird.

„Nachdem die russischen Gasleitungen faktisch ausgelaufen sind und sich Alternativen wie erneuerbarer Wasserstoff und Energiespeichersysteme langsamer entwickeln, steht Europa bei seiner Energiewende vor der schwierigen Aufgabe, eine sichere Energieversorgung für den Kontinent zu gewährleisten“, erklärte Hasselbrinck gegenüber COMPRESSORtech2. „Dies dürfte mittelfristig eine anhaltende Gasnachfrage bedeuten und Algeriens Bedeutung als Lieferant unterstreichen.“

Hasselbrinck wies auch auf das Risikoprofil konkurrierender Lieferquellen hin.

„Die gegenwärtigen Turbulenzen im Zusammenhang mit Trumps Handelskrieg und seiner Haltung zum Russland-Ukraine-Konflikt verschlechtern das Risikoprofil eines erheblichen Teils der aktuellen LNG-Lieferungen aus den USA nach Europa und eröffnen damit Chancen für nordafrikanische Anbieter“, sagte er. Er fügte jedoch hinzu, dass nordafrikanische Exporteure weiterhin mit Anbietern aus anderen Teilen der Welt konkurrieren müssten.

„Die Unsicherheit über den Wettbewerbsvorteil Nordafrikas als Lieferant behindert die notwendigen Investitionen, die für die Verwirklichung dieser Energiepartnerschaft zwischen der EU und Nordafrika erforderlich sind“, sagte Hasselbrinck.

Laut Nakhle muss Nordafrika neben der Bewältigung seiner innenpolitischen Herausforderungen auch verstärkt das Emissionsprofil seiner Gasproduktion berücksichtigen.

„Das bisherige Geschäftsmodell reicht in einer zunehmend klimabewussten Welt nicht mehr aus“, sagte Nakhle mit Blick auf die Bemühungen zur Steigerung der Gasproduktion. „Nordafrika ist im Hinblick auf die CO₂-Intensität im globalen Wettbewerb nicht wettbewerbsfähig. Darauf sollten sich Industrie und Regierungen der Region gleichermaßen konzentrieren.“

Angesichts dieser Herausforderungen und Unsicherheiten sieht Munton das Nachfragemanagement als ein nützliches Instrument für die Gasproduzenten Nordafrikas, um die beste Vorgehensweise zu ermitteln.

„Aus Regierungssicht muss man sich unbedingt mit erneuerbaren Energien – insbesondere Solarenergie – auseinandersetzen und prüfen, wie diese dazu beitragen können, den inländischen Erdgasbedarf zu senken “, sagte Munton. „Die vorgelagerte Produktion wird ihren gewohnten Gang gehen, aber auf der Nachfrageseite gibt es meiner Meinung nach mehr Möglichkeiten, wie die Region etwas bewirken kann.“