Norwegen ist jetzt Deutschlands größter Gaslieferant, künftige arktische Versorgung zur Stützung des Exports

Erhöhung der arktischen Gasversorgung

Neben der Steigerung der Produktion aus bestehenden Feldern werden neue Entwicklungen, einschließlich der genehmigten und laufenden sowie Potentialfelder über dem Polarkreiswird der Schlüssel sein, um das Spitzenproduktionsplateau bis 2030 zu verlängern oder möglicherweise in den kommenden Jahren noch mehr Gas nach Deutschland zu exportieren.

Deutschland bezieht norwegisches Gas über mehrere Kanäle. Direktimporte kommen über die Gaspipelines Europipe und Norpipe. Auf diese beiden Routen entfielen etwa 23 % des deutschen Angebots. Die indirekten Importe von norwegischem Gas aus Belgien über die Zeepipe machen weitere 10 % des Gaszuflusses nach Deutschland aus.

Zusammenarbeit zwischen Norwegen und Deutschland

Die Energiekooperation zwischen den beiden Ländern ist im vergangenen Jahr durch mehrere hochrangige Besuche, darunter Bundeskanzler Scholz und Wirtschafts- und Klimaschutzminister Habeck, erheblich vorangekommen.

Bei einem Treffen in der vergangenen Woche die beiden Länder eine strategische Partnerschaft vereinbart um „grünen“ Wasserstoff zu liefern, voraussichtlich über eine noch zu bauende Pipeline von der Nordsee nach Norddeutschland.

„Norwegen ist heute unser wichtigster Energielieferant und soll es auf dem Weg in eine klimaneutrale Zukunft bleiben“, erklärte Habeck am vergangenen Donnerstag.

Während Deutschland im vergangenen Monat seine erste LNG-Regasifizierungsanlage eingeweiht hat, weitere sollen 2023 folgen, verfügt das Land nun auch über die technischen Kapazitäten, norwegisches Gas in Form von verflüssigtem Erdgas (LNG) von „Hammerfest LNG“ zu beziehen, obwohl kein solcher Auftrag vorliegt bestätigt worden.

Das Feld Arctic Irpa wird 2026 in Betrieb genommen

Die arktischen Gasressourcen werden eine Schlüsselrolle bei der Versorgungssicherheit spielen und den Export nach Europa ankurbeln. Im November 2022 kündigte Equinor a Investitionsentscheidung in Höhe von 1,44 Milliarden US-Dollar um die Entdeckung von Irpa-Gas in der Norwegischen See oberhalb des Polarkreises etwa 340 km westlich von Bodø in Produktion zu bringen.

Das aus dem Unterwasserprojekt geförderte Gas wird über die bestehende Plattform Aasta Hansteen etwa 80 km östlich von Irpa schrittweise in die Gasinfrastruktur eingespeist. Von dort wird das Gas an Land zur Aufbereitungsanlage in Nyhamna transportiert und über die bestehende Pipelineinfrastruktur an Kunden auf dem europäischen Festland und in Großbritannien geliefert.