Die weltweiten Importeure von Flüssigerdgas (LNG) werden im Jahr 2026 mindestens 39 Milliarden US-Dollar mehr für vertraglich gebundene und Spot-Lieferungen ausgeben. Grund sind Unterbrechungen der Versorgung aus dem Nahen Osten, die die Käufer zwingen, Ersatzmengen zu höheren Preisen zu sichern. Dies geht aus einer Analyse von Rystad Energy hervor, die am 26.
Oktober 2026 auf OilPrice.com veröffentlicht wurde. Obwohl die Importeure 60,7 Millionen Tonnen weniger LNG kaufen, sollen sich die Gesamtkosten des Portfolios auf 256 Milliarden US-Dollar belaufen. Das entspricht einem Anstieg von 18 Prozent gegenüber der Schätzung vor Kriegsbeginn.
Störungen bei den Exporten aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten über die Straße von Hormus zwingen die Käufer, Ersatzmengen zu höheren Preisen zu beschaffen. Das Modell von Rystad Energy geht davon aus, dass LNG-Lieferungen aus Katar und den VAE von März bis Ende 2026 nicht verfügbar sind. Unter diesem Szenario steigen die globalen Kosten des LNG-Portfolios von 217,8 Milliarden US-Dollar auf mindestens 256,3 Milliarden US-Dollar.
Europa verzeichnet den größten Anstieg: Seine LNG-Rechnung wächst um mindestens 12 Milliarden US-Dollar, also um 18 Prozent, obwohl die Nachfrage um 24 Millionen Tonnen sinkt. Von den 24,7 Millionen Tonnen katarischem LNG, die für 2026 vor Ausbruch des Konflikts vorgesehen waren, dürfte Europa 20,6 Millionen Tonnen verlieren. Europa war bereits vor der Krise stark auf Spot-Käufe angewiesen, weshalb der Spielraum für eine weitere Ausweitung dieses Anteils gering ist.
Nach Berücksichtigung der Nachfragevernichtung wird der Anteil der Spot-Importe lediglich um 5,49 Prozent gegenüber den Schätzungen vor dem Krieg steigen. Ostasien ist besser in der Lage, die Störung aufzufangen. Spot-Käufe machen dort nur 14,5 Prozent der Importe aus.
Ein breiteres Portfolio an Lieferverträgen außerhalb des Nahen Ostens und eine geringere LNG-Nachfrage begrenzen das Risiko der Region. Obwohl Ostasien die größte nominale Abhängigkeit von Verträgen mit dem Golf hat, verzeichnet es unter den Regionen außerhalb des Nahen Ostens mit 9,7 Prozent den geringsten relativen Anstieg der LNG-Kosten. Südasien passt sich vor allem durch geringere Importe an, wobei Pakistan seine Käufe stärker einschränkt als Indien.
In Afrika und Südamerika treiben Ägypten bzw. Brasilien den Anstieg bei Preisen und Importmengen voran, während sich der Nahe Osten über Nachfragevernichtung anpasst. Christoph Halser, Senior Analyst für Gas- und LNG-Forschung bei Rystad Energy, sagte: „Dieser Konflikt hat jeden Akteur am Gasmarkt in gewissem Maße getroffen, doch nicht jede Volkswirtschaft ist gleichermaßen in der Lage, den Schock abzufedern.
Einige Importeure können steigende Kosten besser bewältigen, während andere kaum eine Wahl hatten, als ihre Mengen zu reduzieren und die wirtschaftlichen Folgen zu tragen. Die Krise zeigt eine grundlegende Schwäche der Gassicherheit auf: Die Diversifizierung der Preisbenchmarks kann helfen, Kosten zu steuern, garantiert aber keine physische Versorgung. Importeure müssen ihre Risiken durch Lieferunterbrechungen zusammen mit dem Preisrisiko bewerten und Vertragsportfolios um verlässliche Lieferwege und Nachfrage aufbauen, die sich nicht ohne Weiteres ersetzen lässt.
Denn wenn Ladungen über Nacht verschwinden können, ist die Belastbarkeit der Versorgung ebenso wichtig wie der dafür gezahlte Preis.“ Laut der Forschung von Rystad Energy sind die Vertragspreisbedingungen ein entscheidender Faktor für die Unterschiede zwischen Ostasien und Europa. 82 Prozent der langfristigen LNG-Verträge in Ostasien sind an Öl gekoppelt, dessen Preis deutlich weniger gestiegen ist als der von Spot-LNG. Diese ölgebundenen Verträge haben sich um rund 28 Prozent verteuert, während Verträge mit Bezug auf Hub- und Spotpreisbenchmarks um etwa 72 Prozent zulegten.
Der durchschnittliche Preis in Europa liegt 47 Prozent höher. Europa bezieht rund 65 Prozent seines LNG über den Spotmarkt, während etwa ein Viertel seiner langfristigen Verträge an Gaspreisindizes gebunden ist. Dadurch ist Europa den Schwankungen des Marktes weit stärker ausgesetzt.
Rystad Energy argumentiert, dass die Situation in Europa eine strategische Schwäche offenlegt, nämlich die Abhängigkeit von Spot-Liquidität zur Sicherung der verbleibenden Gasnachfrage. Gas als Übergangsbrennstoff zu betrachten, hebt nicht die Notwendigkeit auf, die weiterhin verbrauchten Mengen zu beschaffen. Wer langfristige Beschaffung aufschiebt, bevor Alternativen verfügbar sind, setzt sich Schocks bei den Ersatzbeschaffungskosten aus.
Laufzeit und Mengenflexibilität der Verträge sollten daher auf die verbleibende Nachfrage abgestimmt sein, und die Bezugsquellen und Transportwege sollten diversifiziert werden. US-Lieferungen vom Golf von Mexiko nach Europa umgehen die Straße von Hormus, während Lieferungen nach Asien auf Engpässe im Panamakanal stoßen können oder längere alternative Seewege erfordern. Daher sind australische und kanadische Lieferungen aus dem Pazifik wichtige Alternativen.
Importeure sollten außerdem Portfolioverträge auf Ersatzverpflichtungen und Flexibilität bei der Beschaffung prüfen, falls vertraglich vereinbarte Ladungen nicht wie geplant geliefert werden können. Der Ausbau der US-amerikanischen Verflüssigungskapazitäten bietet Importeuren weitere Möglichkeiten, Mengen zu Henry-Hub-indexierten Konditionen zu sichern und ihre Abhängigkeit von globalen Gasbenchmarks zu diversifizieren. Gleichzeitig stärkt er jedoch die Verbindung zwischen der globalen LNG-Nachfrage und dem US-Gasmarkt.
Der steigende Gasbedarf der LNG-Terminals sowie die Nachfrage des Stromsektors könnten die Henry-Hub-Preise stützen, selbst wenn neue globale Verflüssigungskapazitäten die Spotpreise in Asien und am niederländischen TTF-Referenzmarkt drücken. Rystad Energy rät Importeuren, zu prüfen, ob der aktuelle Kostenvorteil von Henry-Hub-indexierten Verträgen über die gesamte Vertragslaufzeit voraussichtlich bestehen bleibt, statt davon auszugehen, dass der heutige Preisvorteil dauerhaft ist. Quelle: Rystad Energy, „The Iran War Just Added $39 Billion to the World's LNG Bill“, veröffentlicht auf OilPrice.com am 26.
Oktober 2026.
Quelle: oilprice.com