Der Konflikt zwischen den Vereinigten Staaten und Iran hat die Erdgaspreise nach oben getrieben, wobei die Auswirkungen in Europa und Asien am stärksten zu spüren sind. Asien bezieht fast 90% der Lieferungen von verflüssigtem Erdgas (LNG) von großen Produzenten aus dem Nahen Osten wie Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten, während Europa 7–11% seines LNG aus derselben Region bezieht.

Bei Raketen- und Drohnenangriffen im Frühjahr 2026 wurden bei iranischen Angriffen die Ras-Laffan-LNG-Trains 4 und 6 sowie Pearl GTL Train 2 beschädigt. QatarEnergy, Eigentümer der Anlage in Ras Laffan, schätzt, dass die Reparatur der beiden betroffenen Einheiten rund 12,8 Millionen Tonnen pro Jahr an LNG-Kapazität für drei bis fünf Jahre vom Netz nehmen wird. Pearl GTL Train 2, im gemeinsamen Besitz von QatarEnergy und Shell (NYSE:SHEL), dürfte für die Reparaturen einen einjährigen Stillstand benötigen.

Laut dem Platts Commodities Focus-Podcast von S&P Global Energy entwickelten sich die zunehmenden geopolitischen Spannungen im Nahen Osten rasch zu einer Lieferkettenkrise, insbesondere nachdem der Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus gestört wurde – eine zentrale Exportroute für Katar, die etwa ein Fünftel des weltweiten LNG-Handels abwickelt.

Der Shell LNG Outlook 2026 prognostiziert, dass die weltweite LNG-Nachfrage bis 2050 auf nahezu 700 Millionen Tonnen pro Jahr steigen wird, was einem Anstieg um 65% gegenüber dem Niveau von 2025 entspricht, da Staaten zunehmend die von Erdgas und LNG gebotene Energiesicherheit und Flexibilität priorisieren. Der Nachfrageschub wurde durch Europas Abkehr von russischem Pipelinegas nach dem Einmarsch in die Ukraine 2022 beschleunigt, wodurch der Kontinent zum größten LNG-Importeur der Welt wurde und der Wettbewerb mit asiatischen Käufern um verfügbare Lieferungen zunahm.

Ob die nächste Welle von LNG-Projekten diese Nachfrage decken kann – und welche Anbieter einspringen werden – bleibt eine zentrale Frage. Die meisten der folgenden Projekte werden erst 2027 oder später das erste LNG liefern, was bedeutet, dass die durch die Ausfälle in Katar entstandene Versorgungslücke voraussichtlich noch einen Großteil des Jahrzehnts bestehen bleibt. Oilprice.com hat fünf der größten derzeit in Entwicklung befindlichen LNG-Projekte identifiziert, die nachfolgend in keiner bestimmten Reihenfolge aufgeführt sind.

Qatar North Field West Expansion

Katar treibt eine große Erweiterung seiner North-Field-Gasreserven voran. Anfang dieses Jahres vergab QatarEnergy an das US-amerikanische Ölfeld-Dienstleistungsunternehmen Baker Hughes (NASDAQ:BKR) einen Auftrag für das North Field West Project, der Ausrüstung für zwei LNG-„Mega-Trains“ umfasst – darunter sechs Gasturbinen, 12 Zentrifugalkompressoren und integrierte Energiesysteme, die für den Verflüssigungsprozess von zentraler Bedeutung sind.

Laut Euronews ist das North Field West Project ein Eckpfeiler der umfassenderen Strategie Katars, die LNG-Produktionskapazität über alle Ausbauphasen hinweg von 77 Millionen Tonnen auf 142 Millionen Tonnen pro Jahr zu erhöhen. Allein die NFW-Phase soll durch zwei neue Produktionslinien rund 16 Millionen Tonnen pro Jahr hinzufügen. QatarEnergy hat bereits Engineering-, Beschaffungs- und Bauverträge (EPC) an ein internationales Konsortium vergeben, erste Produktion wird gegen Ende des Jahrzehnts erwartet. Der Ausbau gewinnt zusätzliche Dringlichkeit, da die beschädigten Ras-Laffan-Trains vorübergehend einen erheblichen Teil von Katars aktueller Exportkapazität ausgelöscht haben.

Alaska LNG

Das Alaska-LNG-Projekt soll Erdgas von Alaskas North Slope sowohl auf den alaskischen als auch auf internationale Märkte bringen und wird von der Glenfarne Group über die Tochter Glenfarne Alaska LNG entwickelt. Glenfarne hält in Partnerschaft mit dem Bundesstaat Alaska einen Anteil von 75%, der Staat besitzt die restlichen 25%. Das Projekt bietet Käufern im Pazifikraum eine nordamerikanische Versorgungsroute, die den Panamakanal umgeht, einen Engpass für LNG-Lieferungen von der US-Golfküste nach Asien.

Phase 1 umfasst den Bau einer 739 Meilen langen, 42 Zoll breiten Pipeline, um Gas vom North Slope für Alaskas inländischen Energiebedarf zu liefern. Phase 2 beinhaltet den Bau der LNG-Verflüssigungsanlage und der dazugehörigen Infrastruktur in Nikiski, wodurch sich die gesamte Pipeline-Länge auf 807 Meilen erhöht.

Wie Oilprice.com-Kollege Alex Kimani berichtete, führt die Glenfarne Group Gespräche mit zwei weiteren potenziellen Käufern, um vor einer endgültigen Investitionsentscheidung (FID) Abnahmeverträge für weitere 3 Millionen metrische Tonnen LNG zu sichern. Das Unternehmen verlangt, dass 80% seiner Zielkapazität von 20 Millionen Tonnen vertraglich abgesichert sind, bevor es die FID trifft; bislang wurden Vereinbarungen für mehr als 13 Millionen Tonnen gesichert.

Argentina LNG

Die LNG-Ambitionen Argentiniens konzentrieren sich darauf, die enormen Schiefergasreserven des Vaca-Muerta-Beckens zu monetarisieren – einer der größten unkonventionellen Schieferformationen der Welt, deren Ausmaß mit großen US-Becken vergleichbar ist – wobei die Exporte über den Golf von San Matías in der Provinz Río Negro abgewickelt werden. Die milliardenschwere Initiative kombiniert ein kurzfristiges Floating-LNG-(FLNG)-Projekt, das für 2027 vorgesehen ist, mit einem größeren land- und seeseitigen Exportausbau von 12 bis 30 Millionen Tonnen pro Jahr (mtpa).

Das kleinere FLNG-Projekt, geführt von einer Partnerschaft unter anderem mit Pan American Energy und Golar LNG, wird die Hilli Episeyo FLNG-Einheit einsetzen und strebt eine anfängliche Kapazität von 2,45 mtpa an. Ein größeres Vorhaben mit 12 bis 30 mtpa wird von dem staatlich kontrollierten YPF gemeinsam mit den Partnern Eni und dem in den Vereinigten Arabischen Emiraten ansässigen XRG vorangetrieben. Eine FID wird für Ende 2026 erwartet, erste Lieferungen sind für 2030–31 vorgesehen. Spezielle Pipelines von Vaca Muerta zur Atlantikküste sind geplant, unterstützt durch eine 70 Millionen Dollar schwere, zehnjährige Vereinbarung über Schiffsdienstleistungen, die an Indiens Adani Ports und die Meridian Group vergeben wurde. Sollte das Projekt umgesetzt werden, würde Argentinien zum ersten großen LNG-Exporteur Südamerikas werden.

Rio Grande LNG

Das Rio Grande LNG Project ist ein groß angelegter Exportterminal, der von der NextDecade Corporation auf einem fast 1.000 Acre großen Gelände im Port of Brownsville in Südtexas gebaut wird. Das Mehrzug-Layout der Anlage ist darauf ausgelegt, bis zu 48 Millionen Tonnen LNG pro Jahr an die globalen Märkte zu liefern. Das Projekt ist Teil eines breiteren Ausbaus der Exportkapazitäten an der US-Golfküste, durch den die Vereinigten Staaten seit 2023 zum größten LNG-Exporteur der Welt geworden sind.

Der Bau von Train 1 und 2 ist zu mehr als 74% abgeschlossen, die erste LNG-Produktion wird für die erste Jahreshälfte 2027 erwartet. FID und Finanzierung für Train 4 und Train 5 wurden Ende 2025 gesichert, unterstützt von großen globalen Energieabnehmern wie TotalEnergies, ADNOC, Aramco und ConocoPhillips (NYSE:COP). Der Standort bietet Platz für insgesamt bis zu 10 Trains, und für Train 6 läuft bereits das regulatorische Vorprüfungsverfahren.

Die Erdgasversorgung erfolgt über Zubringer-Pipelinenetze, darunter Erweiterungen wie die Enbridge-Bay-Runner- und Blackcomb-Pipelines, die das Permian Basin mit Südtexas verbinden. Das tiefgehende Brazos Island Harbor Channel Project wurde abgeschlossen, um große LNG-Frachter auf dem Brownsville Ship Channel aufnehmen zu können.

Port Arthur LNG

Das Port Arthur LNG-Projekt ist eine 25 Milliarden Dollar teure Erdgas-Exportanlage an der Golfküste im Jefferson County, Texas. Das von Sempra Infrastructure entwickelte mehrphasige Projekt verfügt über eine gesamte Nenn-Exportkapazität von rund 26 Millionen Tonnen pro Jahr.

Die seit 2023 im Bau befindliche, gemeinsam mit ConocoPhillips betriebene Phase 1 umfasst zwei Verflüssigungstrains und zwei Lagertanks. Der kommerzielle Betrieb von Train 1 soll 2027 beginnen, gefolgt von Train 2 im Jahr 2028. Für eine Phase-2-Erweiterung im Volumen von 12 bis 14 Milliarden Dollar wurde eine FID erreicht; sie wird die Trains 3 und 4 hinzufügen und die Gesamtkapazität verdoppeln. Train 3 ist für 2030 und Train 4 für 2031 geplant.

Nach vollständigem Ausbau wird Port Arthur LNG aus vier Verflüssigungstrains, drei LNG-Lagertanks und zwei Liegeplätzen bestehen. Bechtel fungiert als EPC-Auftragnehmer. Die Kapazität von Phase 1 ist vollständig gezeichnet, mit globalen Käufern wie ConocoPhillips, RWE, PKN Orlen, INEOS und Engie.

Von Andrew Topf für Oilprice.com