BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – Der Anteil des per Schiff angelieferten Erdgases (LNG) an Deutschlands Gesamtimporten steigt trotz des Iran-Konflikts weiter. Laut Bundesnetzagentur flossen im ersten Halbjahr 2026 rund 12 Prozent über die LNG-Terminals an Nord- und Ostsee. Insgesamt wurden in diesem Zeitraum rund 551 Terawattstunden Gas importiert, davon etwa 67 Terawattstunden als LNG. Gleichzeitig zeigen Terminalbetreiber und Branchenbeobachter, dass Umleitungen im internationalen Handel die Lieferketten spürbar umkrempeln, während Deutschland weiter Kapazitäten ausbaut.
Der Iran-Konflikt hat die LNG-Lieferkette über die Meerenge von Hormus zeitweise hart getroffen. Gerade diese Route gilt als Engstelle: Üblicherweise passieren etwa 20 Prozent des weltweiten Flotte-Volumens für verflüssigtes Erdgas die Straße von Hormus. Umso auffälliger ist, dass der Anteil des über deutsche LNG-Terminals eingelieferten Erdgases am Gesamtimport weiter zugelegt hat. Nach Zahlen der Bundesnetzagentur (BNetzA) kamen im ersten Halbjahr rund 12 Prozent über die Terminals an Nord- und Ostsee. Das ist höher als frühere Werte für 2025 (rund 10 Prozent) und 2024 (rund 8 Prozent).
Hinter der Prozentzahl steckt auch eine absolute Größenordnung, die für Planer in der Energie- und Versorgungswirtschaft wichtig ist. Insgesamt wurden laut BNetzA rund 551 Terawattstunden Gas importiert. Davon kamen rund 67 Terawattstunden als verflüssigtes Erdgas (LNG) per Schiff an. Im ersten Halbjahr 2025 waren es den Angaben zufolge rund 39 Terawattstunden LNG bei insgesamt rund 491 Terawattstunden Importen. Für die technische Infrastruktur bedeutet das: Wer Terminalkapazität betreibt, muss nicht nur den Empfang planen, sondern auch die zeitliche Synchronisation von Regasifizierung, Einspeisung in das Netz und Auslastung der Speicherlogik.
Die Bundesnetzagentur ordnet den Konflikt dennoch relativ ein: Gas vom Persischen Golf spiele für die deutsche Versorgung keine wesentliche Rolle, weil Deutschland seine LNG-Lieferungen aktuell überwiegend aus den USA bezieht. Diese Aussage ist für Unternehmen entscheidend, weil sie die Risiko-Kaskade anders verteilt: Nicht jeder globale Störfall schlägt automatisch in jede Lieferkette durch. Gleichzeitig bleibt der Effekt auf den internationalen LNG-Handel spürbar. Branchenbetreiber berichten, dass Umleitungen für Europa vorgesehene Mengen nach Asien stattgefunden haben. Ein Sprecher der Deutschen Regas, die das Rügener LNG-Terminal in Mukran betreibt, verwies darauf, dass internationale Gashändler Lieferungen umgelenkt haben und dadurch auch das eigene Terminal betroffen gewesen sei.
Technisch und logistisch zeigt sich hier eine zweite Ebene: LNG ist zwar „transportfähig“, aber die Handels- und Transportketten sind hochdynamisch. Sobald Schiffe langsamer fahren, Routen teurer werden oder Lieferverträge neu disponiert werden, verschiebt sich die Angebotsverteilung zwischen Regionen. Für Deutschland heißt das, dass sich die Auslastung der Terminals nicht nur nach deutscher Nachfrage richtet, sondern auch nach Wettbewerbsdruck um LNG-Ladungen im Weltmarkt. Unterdessen signalisiert die Marktlage auch Entspannung: Laut früheren Angaben hat die weltweite LNG-Verflüssigungsmenge im Mai 2026 bereits wieder das Niveau des Vorjahres erreicht oder leicht übertroffen. Das schafft zwar mehr „Rohstoff“, löst aber nicht sofort das Transport- und Handels-Timing.
Wie sich die deutschen Anlagen in diesem Umfeld schlagen, lässt sich an den Einspeisezahlen ablesen. Betreiber bauen ihre Infrastruktur weiter aus, weil Versorgungssicherheit und Flexibilität im Energiemix eine zentrale Rolle spielen. Die bundeseigene Deutsche Energy Terminal Gesellschaft (DET) betreibt inzwischen drei Terminals an der Nordseeküste: zwei in Wilhelmshaven und eines in Brunsbüttel. Über alle drei Standorte gerechnet lag die Auslastung im ersten Halbjahr bei rund 72 Prozent, höher als im ersten Halbjahr 2025 mit rund 63 Prozent. Nur sehr wenige Lieferungen wurden demnach infolge der Konkurrenz mit dem asiatischen Markt abgesagt. Das spricht dafür, dass viele Verluste über Umplanung, Slot-Management und alternative Fahrpläne kompensiert wurden.
Auch der Blick auf Europas Infrastrukturbetreiber liefert einen konkreteren Taktungsrahmen. Daten von Europas Gasinfrastruktur-Betreibern (GIE), auf die die BNetzA verweist, zeigen: Im ersten Halbjahr verzeichneten die Nordsee-Terminals jeweils eine höhere Einspeisung. Über die DET-Terminals kamen rund 54 Terawattstunden an, über das Rügener Terminal rund 13 Terawattstunden. Damit wird zugleich sichtbar, wie sich Standorte gegenseitig „ergänzen“, aber nicht vollständig ersetzen: Nordsee- und Ostsee-Terminals folgen unterschiedlichen Netz- und Logistikbedingungen. Als Vergleich in der Branche lassen sich ähnliche Ausbau-Dynamiken bei großen europäischen Infrastrukturspielern erkennen, die Terminals und Vermarktungsprozesse bereits seit Jahren operationalisieren, etwa über langfristige Verträge, Charter-Strategien und Optimierung der Regasifizierungsfahrpläne.
Für die Zukunft rückt damit vor allem die Kapazitätserweiterung in den Fokus. Nachdem Deutschland nach dem russischen Angriff auf die Ukraine den Aufbau von LNG-Terminals an Nord- und Ostsee forciert hatte, existiert inzwischen die technische Basis, um per Schiff geliefertes verflüssigtes Erdgas anlanden und ins Netz einspeisen zu können. Vorher war Deutschland stärker auf Pipelines angewiesen, vor allem aus Russland. Dieses Setup wird jetzt ergänzt: Die DET will im September mit einem weiteren schwimmenden Terminal im niedersächsischen Stade ans Netz gehen. Die Deutsche Regas plant in Mukran zusätzlich ein zweites stationiertes Terminalschiff neben dem vorhandenen. Das Unternehmen ließ offen, wann genau dies erfolgt. In der Praxis verschiebt das die Planungsarbeit: Mehr Kapazität erhöht die Flexibilität, verlangt aber gleichzeitig nach belastbaren Risiko- und Sicherheitskonzepten für Betrieb, Hafenlogistik und technische Schnittstellen.
Aus Regulierungssicht ist entscheidend, dass Versorgungssicherheit und Marktmechanik zusammenlaufen. LNG-Terminals sind zwar Infrastruktur mit hoher physischer Trägheit, aber das „Matching“ von Lieferungen, Vertragssätzen und Netzbedarfen läuft zunehmend digital und datengetrieben. Für Betreiber bedeutet das: Monitoring von Tank- und Verdampferzuständen, Prognosen für Einspeisung und Absicherung gegen Ausfälle (etwa durch Wetter, Schifffahrtseffekte oder technische Wartungen) müssen robust und auditierbar sein. Zudem greifen Sicherheits- und Datenschutzanforderungen, etwa wenn Betriebsdaten in übergreifende Steuerungs- oder Dienstsysteme eingespeist werden. Unternehmen, die sich an solchen Ökosystemen beteiligen—z.B. in der KI-gestützten Optimierung von Dispatch, im Monitoring oder im Risikomanagement—finden hier konkrete Use-Cases. Der nächste Schritt wird sein, Lieferketten nicht nur „zu überleben“, sondern messbar effizienter zu betreiben.
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