WILHELMSHAVEN / LONDON (IT BOLTWISE) – Trotz der angespannten Lage um den Iran wächst der Anteil von verflüssigtem Erdgas, das in Deutschland über LNG-Terminals ankommt. Laut Bundesnetzagentur wurden im ersten Halbjahr rund 551 TWh Gas importiert, davon etwa 67 TWh als LNG. Der LNG-Importanteil stieg damit auf rund 12 Prozent, während frühere Werte für 2025 noch bei rund 10 und 2024 bei 8 Prozent lagen. Gleichzeitig zeigt der Blick auf internationale Lieferketten: Störungen um Hormus verschieben Lasten, aber sie stoppen den Handel selten dauerhaft.
Deutschland importiert weiterhin mehr Energie über LNG-Terminals, selbst wenn der Konflikt in der Region um den Iran den globalen Handel spürbar verunsichern kann. Der entscheidende Punkt ist dabei weniger die absolute Menge als der Anteil am Gesamtimport: Im ersten Halbjahr wurden nach Angaben der Bundesnetzagentur rund 12 Prozent des Erdgases über die Terminals an Nord- und Ostsee eingeführt. Das ist höher als frühere Schätzungen für 2025 mit rund 10 Prozent und 2024 mit 8 Prozent. Für Versorger und Netzbetreiber bedeutet das vor allem eines: Die LNG-Infrastruktur bleibt im Krisenmodus ein Stabilitätsanker, auch wenn die Routen im Nahen Osten unter Druck geraten.
Technisch lässt sich der Effekt an der Rolle der Terminals festmachen. LNG kommt per Schiff, wird in der Anlage wieder verflüssigt bzw. regasifiziert und anschließend in das Gasnetz eingespeist. Laut Bundesnetzagentur betrug der gesamte Gasimport im betrachteten Zeitraum rund 551 Terawattstunden (TWh). Davon kamen etwa 67 TWh als verflüssigtes Erdgas über Schiffe an. Im gleichen Zeitraum des Vorjahres lagen die LNG-Mengen den bisherigen Angaben zufolge deutlich niedriger: Im ersten Halbjahr 2025 waren es rund 39 TWh bei Gesamtimporten von rund 491 TWh. Dieser Sprung spiegelt sowohl Marktreaktionen als auch eine höhere Flexibilität der Lieferketten wider.
Der Konflikt wirkt dabei vor allem über die Logistikschiene Straße von Hormus. Durch die Meerenge wird normalerweise ein großer Teil des weltweiten LNG-Transportvolumens abgewickelt; wenn sich dort die Risiken erhöhen, steigen häufig auch Liegezeiten, Versicherungsprämien und die Anforderung an Risikomanagement in den Charter- und Spotmärkten. Experten ordnen die Lage ein, weil nicht jeder Konflikt zwangsläufig die Produktionsseite trifft, sondern oft zuerst den Handelsweg. Gleichzeitig betont die Bundesnetzagentur, dass Gas vom Persischen Golf für die deutsche Versorgung aktuell keine wesentliche Rolle spielt, weil Deutschland seine LNG-Lieferungen „aus den USA“ bezieht. Das reduziert die direkte Abhängigkeit von einzelnen Lieferregionen, verschiebt aber die Nachfrage über den Markt.
Entscheidend ist daher die Marktreaktion auf internationale Störungen. Auch wenn deutsche Terminals nicht unmittelbar „an der Front“ liegen, erreichen die Folgen die Anlagen über Umleitungen: Laut einem Sprecher der Deutschen Regas kam es im internationalen LNG-Handel nach Beeinträchtigungen der Schifffahrt zu tiefgreifenden Veränderungen. Händler hätten Lieferungen, die für Europa vorgesehen waren, teils nach Asien umgeleitet. Für die Betreiber wird daraus ein operatives Thema: Kapazitätsplanung, Slot-Management, Vertragsgestaltung mit Reedereien sowie das Zusammenspiel von Einspeisung, Speicherfüllständen und Netzrestriktionen. Genau solche Verschiebungen erklären, warum trotz erhöhter Anteile nicht jede Region gleich betroffen ist.
Hier kommt der Blick auf die konkrete Infrastruktur in Deutschland. Die bundeseigene Deutsche Energy Terminal Gesellschaft (DET) betreibt inzwischen drei LNG-Terminals an der Nordseeküste: zwei in Wilhelmshaven und eines in Brunsbüttel. Die Auslastung über alle drei Standorte lag im ersten Halbjahr den Angaben zufolge bei rund 72 Prozent, also höher als im ersten Halbjahr 2025 mit rund 63 Prozent. Bei den eingesetzten Mengen waren sehr wenige Lieferungen infolge der Konkurrenz mit dem asiatischen Markt abgesagt worden. Parallel zeigt sich, dass das Zusammenspiel aus mehreren Standorten die Resilienz erhöht: Nordsee-Anlagen konnten Einspeisungen gegenüber dem Ostsee-Standort zeitweise stärker übernehmen, als sich die Produktions- und Handelskorridore veränderten.
Im europäischen Vergleich liefern Daten der Gasinfrastruktur-Betreiber (GIE) zusätzliche Details. Über die DET-Terminals kamen im ersten Halbjahr rund 54 TWh an; über das Rügener Terminal lagen die Einspeisungen bei rund 13 TWh. Damit verschiebt sich die Verteilung innerhalb der deutschen LNG-Lieferkette: Nachdem das Ostsee-Terminal zeitweise führend bei der Einspeisung war, dominierten im betrachteten Zeitraum wieder die Nordsee-Terminals. Betreiber lesen solche Muster als Signal für die eigene Portfolio-Strategie. Deshalb planen beide Akteure den Ausbau: Die DET will im September mit einem weiteren schwimmenden Terminal im niedersächsischen Stade ans Netz gehen, während die Deutsche Regas in Mukran zusätzlich zu dem vorhandenen Terminalschiff ein weiteres stationieren will, allerdings ohne konkreten Zeitplan.
Historisch erklärt sich die heutige Bedeutung der LNG-Terminals aus einem strategischen Umbruch seit 2022. Nach dem russischen Angriff auf die Ukraine hatte die Bundesregierung den Aufbau von LNG-Terminals an Nord- und Ostsee forciert, um die Abhängigkeit von russischen Lieferungen über Pipelines zu reduzieren. Davor verfügte Deutschland nicht über Kapazitäten, um per Schiff angeliefertes LNG anzunehmen und ins Netz einzuspeisen. Der Markt musste also nicht nur neue Anlagen schaffen, sondern auch Beschaffungsroutinen und Risikokonzepte anpassen. Heute kommt den Angaben zufolge der Großteil des Erdgases wieder über Pipelines aus Norwegen. LNG übernimmt in diesem Szenario zunehmend die Funktion, Schwankungen auszugleichen und Versorgungslücken in kurzfristigen Phasen zu überbrücken.
Aus Wettbewerbssicht ist außerdem relevant, wie internationale Trader und Lieferanten reagieren. In LNG-Märkten konkurrieren Kontingente nicht nur nach Preis, sondern nach Zeitpunkt, Regasifizierungslot, Schiffsverfügbarkeit und Zahlungsfähigkeit. Wenn sich etwa asiatische Abnehmer durch Spotpreissignale stärker melden, können europäische Ladungen abwandern. Für die deutsche Seite heißt das: Betreiber müssen nicht nur Terminalkapazität haben, sondern auch ein Prozess- und Vertragssetup, das solche Umschichtungen teilweise abfedert. In der Praxis konkurrieren hier unterschiedliche Geschäftsmodelle: flexible Spot-Einkäufe stehen langfristigen Verträgen gegenüber, während Reedereien unterschiedliche Charterbedingungen anbieten. Genau diese Mechanik entscheidet mit darüber, wie stark Anteil und Mengen in den nächsten Quartalen variieren.
Regulatorisch und sicherheitspolitisch ist der Ausbau ebenfalls ein Dauertrend. LNG ist zwar bereits verfügbar, aber die Einbindung in das Gesamtsystem aus Netz, Speicher und Versorgungspfad erfordert strenge Sicherheitsanforderungen, den Nachweis von Betriebssicherheit und robuste Notfallkonzepte. Zusätzlich beeinflusst die Marktdynamik den Datenschutz und die Governance indirekt, weil Betreiber und Handelspartner Informationen über Lieferpläne, Lieferzeiten und Asset-Status bündeln müssen. Für Unternehmen, die in der Energiewertschöpfung arbeiten, bedeutet das: KI-gestützte Planung, Monitoring und Compliance-Prozesse gewinnen an Bedeutung, sobald Datenströme aus Häfen, Pipelines und Handelsplattformen zusammenlaufen. Wer hier investiert, kann bei Kapazitätsengpässen schneller reagieren und Risiken besser dokumentieren.
Mit Blick auf die Zukunft spricht vieles dafür, dass der LNG-Anteil in Deutschland nicht linear steigt, aber als strategische Option weiter wächst. Die Gründe sind pragmatisch: Terminalausbau, höhere Auslastung in einzelnen Zeitfenstern und die Fähigkeit, Lieferketten kurzfristig umzulenken, wenn internationale Routen betroffen sind. Gleichzeitig bleibt die Volatilität ein strukturelles Risiko, wie die Verlagerung von Europa-Ladungen nach Asien in der Kommunikation der Betreiber zeigt. Für die nächsten Schritte wird entscheidend sein, ob zusätzliche Standorte wie Stade und das zweite Mukran-Terminal die Einspeiseflexibilität dauerhaft erhöhen und wie schnell Speicher und Netzbetrieb die Lastspitzen glätten können. Entscheidend ist letztlich, ob Versorgungssicherheit künftig stärker aus Portfoliosteuerung als aus einzelnen Herkunftsregionen kommt.
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