Gasversorgung: Deutschland setzt zunehmend auf LNG

LNG steht für „Liquefied Natural Gas“ und bedeutet auf Deutsch „Flüssigerdgas“. Es handelt sich um Erdgas, das durch starke Abkühlung auf etwa –161 °C in den flüssigen Zustand übergeht, da es sich allein durch Druck nicht verflüssigen lässt. Dadurch verringert sich sein Volumen auf etwa ein Sechshundertstel, was den Transport großer Energiemengen erleichtert. LNG besteht zu rund 98 % aus Methan und besitzt eine sehr hohe Energiedichte sowie einen Brennwert von etwa 11,6 kWh pro m3 Gasphase. Damit es nach der sogenannten Regasifizierung in europäische oder deutsche Leitungsnetze eingespeist werden darf, muss LNG – ähnlich wie normales Erdgas – bestimmte Qualitätsanforderungen nach Normen wie EN 16726 oder DVGW G 260 erfüllen.  

2. Zahlen und Fakten:Gasversorgungslage und LNG 

Aktuelle Versorgungslage im Vorjahresvergleich 
Laut einer interaktiven Grafik des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches e.V. (DVGW) lagen die Gasspeicherstände Anfang Februar 2026 mit rund 27 % so niedrig wie seit der Energiekrise 2022 nicht mehr; in Süddeutschland sind einzelne Speicher fast leer, während ostdeutsche Netze stärker direkt aus LNGImporten und Transitflüssen versorgt werden.  

Laut Gasbilanz 2025 (Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, S. 4, Stand Februar 2026) zur Versorgungslage im Jahr 2025 lag der Gesamtgasverbrauch mit 876 TWh rund 5 % über dem Vorjahresniveau und teilte sich auf die verschiedenen Kundengruppen folgendermaßen auf: Industrie: 305 TWh, Haushalte: 261 TWh, Stromversorgung: 117 TWh, Gewerbe: 112 TWh, Wärme- und Kälteversorgung: 69 TWh, Eigenverbrauch Gaswirtschaft: 11 TWh und Verkehr: 1 TWh. 

Die Anlandemengen an deutschen LNGTerminals gelten laut Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), Stand 7. Februar 2026, als konstant. Die Gasimporte insgesamt liegen im bisherigen Jahresverlauf über dem Vorjahresniveau, der Verbrauch ist aber ebenfalls höher.  

Entwicklung seit 2022: zunehmende Bedeutung von LNG 
In nennenswertem Umfang importiert Deutschland LNG seit dem Jahr 2022 infolge von Ukrainekrieg und Energiekrise. Zunächst kam das Flüssigerdgas für den deutschen Markt über Importterminals in den Niederlanden, Belgien und Frankreich an und wurde von dort über Anbindungsleitungen nach Deutschland weitergeleitet.  

Das erste eigene deutsche LNGImportterminal ging im Dezember 2022 mit dem Pionier Wilhelmshaven 1 in Betrieb; seit Anfang 2023 speisen weitere Terminals an der Küste Gas ins Netz ein (mehr dazu unter 3.). 

Im Jahr 2024 (Januar bis Dezember) bezog Deutschland laut BDEW weltweit insgesamt 68,7 TWh (68,7 Mrd. kWh) LNG aus unterschiedlichen Ländern. Hauptbezugsquelle waren die USA (63,4 Mrd. kWh), gefolgt von Norwegen (2,87 Mrd. kWh), Angola (1,87 Mrd. kWh) und Ägypten (0,96 Mrd. kWh).  

Im Jahr 2025 (Januar bis Oktober) stammten die LNGImporte in Höhe von insgesamt 82,3 TWh (82,3 Mrd. kWh) überwiegend aus den USA (78,2 Mrd. kWh), Norwegen (1,86 Mrd. kWh), Äquatorialguinea (1,15 Mrd. kWh) und aus Trinidad & Tobago (1,09 Mrd. kWh).  

• Wilhelmshaven 1 (FSRU „Höegh Esperanza“):  
  Die FSRU ist seit Dezember 2022 in Betrieb und war das erste deutsche LNGTerminal. Betreiber ist Uniper im Auftrag der Deutschen Energy Terminal GmbH (DET). Das im Jahr 2018 erbaute Schiff mit einer Länge von 294 m verfügt laut DET über ein Fassungsvermögen von 170.000 m³ und eine Regasifizierungskapazität von bis zu 750 MMSCFD (Millionen Standardkubikfuß pro Tag). Das Terminal liegt an einer neu errichteten Jetty im Hooksieler Außenhafen und ist über eine Pipeline direkt mit dem deutschen Fernleitungsnetz verbunden. Dadurch kann jährlich eine Einspeisemenge von bis zu 4,7 Mrd. m³ ins Netz gespeist werden. 
  

• Wilhelmshaven 2 (FSRU „Excelsior“):  
  Die 277 m lange Excelsior ist seit Mai 2025 in Betrieb. Sie verfügt laut DET über eine Speicherkapazität von 138.000 m³. Ihre Regasifizierungskapazität liegt bei bis zu 500 MMSCFD (Millionen Standardkubikfuß pro Tag). Sie liegt an der eigens für sie errichteten tideunabhängig erreichbaren Inselpier Wilhelmshaven 2 (rund 1,5 km vor der Küste). Das Terminal ist mit dem Einspeisepunkt des Terminals Wilhelmshaven 1 verbunden und darüber an das Fernleitungsnetz angeschlossen. Die jährliche Einspeisekapazität in das Netz wird auf bis zu 4,6 Mrd. m³ geschätzt; nach Inbetriebnahme im verbleibenden Jahr 2025 wurden zunächst rund 1,9 Mrd. m³ erwartet. 

• Brunsbüttel (FSRU „Höegh Gannet“):  

Das 294 m lange Flüssigerdgas-Terminalschiff Höegh Gannet, das seit März 2023 im Einsatz ist, liegt derzeit am bestehenden Anleger im Elbehafen Brunsbüttel. Nach Fertigstellung eines neuen Anlegers (Jetty-West) wird das Schiff an diesen verlegt. Es verfügt über ein Fassungsvermögen von 170.000 m³ und eine Regasifizierungskapazität von 750 MMSCFD (jahreszeitenunabhängig durch externe Wärmezufuhr). 
 

• Mukran/Rügen („Deutsche Ostsee“):  
  Das Energie-Terminal Deutsche Ostsee liegt im Industriehafen von Mukran und hat im September 2024 seinen Regelbetrieb aufgenommen. Es verfügt über ein Ladevolumen für sogenannte LNG-Carrier von 266.000 m3, was etwa 1,5 TWh entspricht und laut Betreiber Deutsche ReGas etwa dem Jahresgasverbrauch von 125.000 Haushalten. Derzeit liegt das Regasisfizierungs-Schiff Neptune in Mukran vor Anker. Die Inbetriebnahme einer weiteren FSRU ist bis 2027 geplant, was eine Regasifizierung von 13,5 Mrd. m3 LNG ermöglichen soll. 

Laut aktuellen Daten der Deutsche ReGas hat das Energie-Terminal von Anfang Dezember 2025 bis Anfang Februar 2026 „mit 12,9 TWh in den vergangenen drei Monaten die größte Gasmenge aller schwimmenden LNG-Terminals in Europa regasifiziert“. 

• Stade („Hanseatic Energy Hub“): 
  Seit 2024 ist der Hanseatic Energy Hub (HEH) als „zukunftsflexibles Terminal für verflüssigte Gase am Industriestandort Stade“ im Bau. Ein emissionsfreies LNG-Terminal soll in seiner ersten Ausbaustufe ab 2029 (und nicht wie zunächst geplant ab 2027) seinen Betrieb aufnehmen. Das Terminal soll auch für Bio-LNG und Synthetic Natural Gas (SNG) zugelassen sein. Geplant wird mit einer Regasifizierungskapazität von rund 13,3 Mrd. m³ (21,7 GWh) pro Jahr.