USA steigern LNG-Exporte so stark wie noch nie

Laut „Natural Gas Monthly“ der U. S. Energy Information Administration (EIA) haben sich die US-Exporte verflüssigten Erdgases (LNG) in den ersten sechs Monaten des Jahres 2026 auf durchschnittlich 17,4 Milliarden Kubikfuß pro Tag (bcf/d) erhöht – das sind binnen Jahresfrist 23 Prozent mehr. Im aktuellen „Short-Term Energy Outlook“ schätzt die EIA, dass die US-LNG-Exporte in der begonnenen Jahreshälfte im Schnitt 17,3 bcf/d betragen werden, bevor sie im ersten Halbjahr 2027 auf 18,7 bcf/d ansteigen.

Die Erweiterung der Kapazitäten durch Ausbau bestehender und Inbetriebnahme weiterer Terminals führten zu dem stärksten Anstieg der LNG-Exporte seit Beginn der 2016 in größerem Umfang gestarteten Exporte der Vereinigten Staaten. Plaquemines LNG exportiert mit voller Kapazität, und Corpus Christi Stage 3 liefert derzeit aus sechs von sieben Verflüssigungssträngen. Die Terminals werden nach ihrer Fertigstellung die nominale US-Exportkapazität um insgesamt 4,0 bcf/d erhöhen. Golden Pass LNG hat im April Exporte aufgenommen und wird voraussichtlich bis Ende 2026 die Exporte aus Strang 1 steigern, wodurch die nominale Exportkapazität um weitere 0,7 bcf/d vergrößert wird. Die Fertigstellung von Golden Pass LNG Strang 2 wird für Ende des Jahres erwartet.
 
Marktstörungen wegen der gesperrten Straße von Hormus trugen dazu bei, dass sich die US-LNG-Lieferungen nach Asien im Vergleich zum ersten Halbjahr 2025 verdoppelten. Die US-Exporte nach Europa wuchsen dagegen nur um 0,1 bcf/d (1 Prozent). 

Höchster Preisstand seit Januar 2023

Die LNG-Preise haben im bisherigen Verlauf des Jahres erheblich zu US-Exporten nahe dem maximalen Produktionsniveau angereizt. Im März unterbrach die Seeblockade am Golf 20 Prozent der weltweiten LNG-Lieferungen, die größtenteils aus Katar stammten. Diese Störung trieb die Preise in die Höhe und zwang asiatische Abnehmer, an welche etwa 80 Prozent des LNG aus Katar gehen, am Spotmarkt um die begrenzten Ladungen zu konkurrieren. 

Der Durchschnittspreis an der kontinentaleuropäischen Referenzhandelsstelle Title Transfer Facility (TTF) in den Niederlanden lag im ersten Halbjahr 2026 bei 14,74 Dollar pro Million britische thermische Einheiten (MMBtu). Bis zum 2. September 2026 kletterte die Notierung auf 73,50 Euro pro MWh und damit den höchsten Stand seit Januar 2023. Sie war damit mehr als doppelt so hoch wie vor Ausbruch des Irankrieges. Am 27. Februar 2026 hatte die Benchmark-Notierung bei 32,00 Euro/MWh gelegen. 

Der durchschnittliche Japan-Korea-Marker-Preis, der Referenzpreis für LNG-Importe nach Ostasien, notierte im ersten Halbjahr 2026 auf einem Vier-Jahres-Hoch von 15,56 US-Dollar/MMBtu, da hohe Temperaturen die Spotnachfrage nach LNG in der Region ankurbelten. Dies entspricht einem Anstieg um 2,38 Dollar/­MMBtu gegenüber dem ersten Halbjahr 2025. Anfang September 2026 erreichte der Japan-Korea-Marker-Preis mit 23,62 US-Dollar/­MMBtu ebenfalls einen neuen Höchststand seit Januar 2023. 

Im Unterschied zur Preisentwicklung in Europa und in Asien blieb der Henry Hub, der für den nordamerikanischen Erdgasmarkt wichtigste Preis-Benchmark, mit etwa 3 US-Dollar/MMBtu - entsprechend knapp 9 Euro pro MWh - im bisherigen Verlauf des Jahres 2026 weitestgehend stabil. Damit entsprechen die Referenznotierungen für Erdgas in Nordwesteuropa und in Japan/Korea zurzeit in etwa dem Achtfachen des für die USA maßgeblichen Vergleichswertes.

Die Hälfte der US-Terminals lagen in der Zugbahn des Tropensturms „Edouard“ am 1. September. Sie machen knapp 75 Prozent der Exportkapazität aus. Bezöge man das Terminal Corpus Christi weiter im Süden ein, wären es 90 Prozent. Die Schäden gingen glimpflich aus. (hws)