Der zunehmende geopolitische Konflikt zwischen den USA und dem Iran hat die Erdgaspreise weltweit in die Höhe getrieben, besonders in Europa und Asien. Asien macht fast 90% der Flüssigerdgaslieferungen von wichtigen Produzenten im Nahen Osten wie Katar und den VAE aus, während Europa 7-11% seines LNG aus der Region importiert. Im Frühjahr 2026 beeinträchtigten iranische Raketen- und Drohnenangriffe kritische LNG-Infrastruktur in der Region, wobei Anschläge die Ras Laffan LNG Trains 4 und 6 sowie Pearl GTL Train 2 trafen.
QatarEnergy schätzt, dass die Reparaturen der beiden Ras-Laffan-Einheiten etwa 12,8 Millionen Tonnen pro Jahr LNG-Kapazität für drei bis fünf Jahre stilllegen werden. Pearl GTL Train 2, Miteigentum von Qatar Energy und Shell, wird voraussichtlich eine einjährige Stilllegung zur Reparatur benötigen. Dem LNG Outlook 2026 von Shell zufolge wird die globale Nachfrage nach LNG bis 2050 auf fast 700 Millionen Tonnen pro Jahr steigen, was ein Wachstum von 65% über dem Niveau von 2025 darstellt, da Länder die flexible und zuverlässige Energiesicherheit bevorzugen, die Erdgas und LNG bieten.
Dieser Nachfrageanstieg hat den Fokus auf die Entwicklung großer neuer LNG-Projekte außerhalb der traditionellen Hubs im Nahen Osten intensiviert. Katar vorantreiben eine große Expansion seines North Field Gasprojekts. QatarEnergy vergab dem US-amerikanischen Ölfeld-Dienstleistungsunternehmen Baker Hughes einen Vertrag für das North Field West Project, das Ausrüstungen für zwei LNG-Megajets umfasst, einschließlich sechs Gasturbinen, 12 Zentrifugalkompressoren und integrierte Stromversorgungssysteme.
Nach Angaben von Euronews ist das North Field West Projekt Teil von Katars breiterer Strategie, die LNG-Produktionskapazität von 77 Millionen Tonnen auf 142 Millionen Tonnen pro Jahr zu erhöhen, sobald alle Expansionsphasen abgeschlossen sind. Allein die NFW-Phase soll etwa 16 Millionen Tonnen pro Jahr durch zwei neue Produktionslinien hinzufügen. QatarEnergy hat Engineering-, Beschaffungs- und Bauverträge an ein internationales Konsortium vergeben, wobei die erste Produktion gegen Ende des Jahrzehnts erwartet wird.
Alaska LNG ist dazu bestimmt, Erdgas von Alaskas North Slope zu Märkten in Alaska und weltweit zu bringen. Das Projekt wird von Glenfarne Group durch Glenfarne Alaska LNG entwickelt, wobei Glenfarne einen Eigentumsanteil von 75% und der Staat Alaska 25% hält. Phase 1 beinhaltet den Bau einer 739 Meilen langen, 42-Zoll-Pipeline, um Erdgas vom North Slope zu liefern und Alaskas inländischen Energiebedarf zu decken.
Phase 2 beinhaltet den Bau der LNG-Verflüssigungsanlage und der damit verbundenen Infrastruktur in Nikiski, wodurch die Gesamtlänge der Pipeline auf 807 Meilen steigt. Glenfarne Group führt Gespräche mit zusätzlichen potenziellen Käufern, die Abnahmeverträge für weitere 3 Millionen metrische Tonnen LNG suchen, bevor sie eine endgültige Investitionsentscheidung trifft. Das Unternehmen benötigt 80% seiner 20-Millionen-Tonnen-Zielkapazität, um die endgültige Investitionsentscheidung zu treffen, hat bisher Abnahmeverträge für über 13 Millionen Tonnen gesichert.
Argentina LNG konzentriert sich auf die Monetarisierung großer Schiefergasreserven aus dem Vaca-Muerta-Becken über den Golf von San Matías in der Provinz Río Negro. Die Multimillionen-Dollar-Initiative kombiniert ein auf 2027 ausgerichtetes Floating-LNG-Projekt mit einem größeren Ausbau von 12-30 Millionen Tonnen pro Jahr über Land und See. Eine Partnerschaft unter Beteiligung von Pan American Energy und Golar LNG entwickelt das kleinere Floating-LNG-Projekt unter Nutzung der Hilli Episeyo FLNG-Einheit, die eine anfängliche Kapazität von 2,45 Millionen Tonnen pro Jahr anstrebt.
Das staatliche Unternehmen YPF, zusammen mit Partnern Eni und dem in den VAE ansässigen XRG, verfolgt ein größeres Unternehmen mit 12 bis 30 Millionen Tonnen pro Jahr. Eine endgültige Investitionsentscheidung wird für Ende 2026 angestrebt, mit angestrebten anfänglichen Lieferungen um 2030-31. Spezielle Pipelines sind von Vaca Muerta zur Atlantikküste geplant, unterstützt durch eine 70-Millionen-Dollar, 10-Jahres-Schifffahrtsservicevereinbarung, die dem indischen Adani Ports und der Meridian Group vergeben wurde.
Das Rio Grande LNG Project ist ein massives Flüssigerdgas-Exportterminal, das von NextDecade Corporation auf einem fast 1000 Hektar großen Gelände im Hafen von Brownsville in Südtexas gebaut wird. Die Anlage zielt darauf ab, bis zu 48 Millionen Tonnen pro Jahr Erdgas auf Märkte weltweit zu liefern. Der Bau von Trains 1 und 2 hat über 74% Fertigstellung erreicht, wobei die erste LNG-Produktion in der ersten Hälfte von 2027 erwartet wird.
Endgültige Investitionsentscheidung und Finanzierung für Train 4 und Train 5 wurden Ende 2025 gesichert, unterstützt durch große globale Energiekäufer, darunter TotalEnergies, ADNOC, Aramco und ConocoPhillips. Das Gelände hat Kapazität für insgesamt bis zu 10 Trains, mit regelmäßiger Vorfiling im Gange für einen Train 6. Die Erdgasversorgung wird über Zubringernetzwerke geleitet, einschließlich Erweiterungen wie die Enbridge Bay Runner und Blackcomb Pipelines, die das Permian Basin mit Südtexas verbinden.
Der Tiefwasser-Brazos Island Harbor Channel wurde fertiggestellt, um große LNG-Frachtträger aufzunehmen. Das Port Arthur LNG Projekt ist eine 25-Milliarden-Dollar-Erdgasexportanlage an der Golfküste im Jefferson County, Texas. Entwickelt von Sempra Infrastructure als Joint Venture mit ConocoPhillips, bietet das mehrstufige Projekt eine Gesamtausfuhrkapazität von etwa 26 Millionen Tonnen pro Jahr.
Seit 2023 im Bau und mit zwei Verflüssigungszügen und zwei Speichertanks ausgestattet, beginnt Train 1 den kommerziellen Betrieb 2027, und Train 2 folgt 2028. Es wurde eine endgültige Investitionsentscheidung für eine Phase-2-Erweiterung im Wert von 12-14 Milliarden Dollar erreicht, die zwei weitere Verflüssigungszüge hinzufügt, um die Gesamtkapazität zu verdoppeln. Train 3 ist für 2030 und Train 4 für 2031 geplant.
Port Arthur LNG wird letztlich vier Verflüssigungszüge, drei LNG-Speichertanks und zwei Marinepfeiler haben. Bechtel fungiert als Engineering-, Beschaffungs- und Bauunternehmer. Die Kapazität von Phase 1 ist vollständig abonniert mit globalen Käufern, darunter ConocoPhillips, RWE, PKN Orlen, INEOS und Engie.
Quelle: oilprice.com