Die LNG Griechenland Gasdrehscheibe rückt 2026 stärker in den Fokus, weil sie Südost- und Mitteleuropa im Winter absichern soll. Mit den Terminals Revithoussa und Alexandroupolis kommt Griechenland rechnerisch auf rund 10 bis 11 Milliarden Kubikmeter Regasifizierungskapazität pro Jahr. Doch entscheidend ist, wie viel Gas tatsächlich ins Netz gelangt und über Interconnectoren weiterfließt. Dieser Artikel erklärt, wie zusätzliche LNG-Mengen die Versorgungssicherheit Europa LNG Winter 2026 beeinflussen, wo Engpässe bleiben und was das für Gas- und Strompreise in Deutschland bedeutet.
Einleitung
Wenn du im Winter die Heizung aufdrehst, hängt viel davon ab, was hunderte oder tausende Kilometer entfernt passiert. LNG-Tanker, Kompressorstationen und grenzüberschreitende Pipelines entscheiden mit darüber, ob Gas knapp wird oder nicht. 2026 spielt Griechenland dabei eine größere Rolle als noch vor wenigen Jahren.
Mit zwei großen LNG-Terminals und neuen Leitungen Richtung Bulgarien und weiter nach Mitteleuropa kann das Land zusätzliche Mengen ins europäische Netz drücken. Das klingt beruhigend. Gleichzeitig zeigen Planungsdokumente und Betreiberangaben, dass zwischen theoretischer Kapazität und tatsächlich verfügbarem Gas ein Unterschied liegt.
Für deutsche Haushalte und Unternehmen geht es am Ende um zwei Fragen: Wie stark sinkt das Risiko eines Engpasses im Winter 2026, und wie wirkt sich das auf Gas- und Strompreise aus? Genau diesen Mechanismus schauen wir uns Schritt für Schritt an.
Wie viel LNG kann Griechenland wirklich einspeisen?
Griechenland verfügt 2026 über zwei zentrale LNG-Anlagen. Das Terminal Revithoussa wird seit Jahren betrieben und wird in Planungsdokumenten des Netzbetreibers DESFA mit einer Regasifizierungskapazität von rund 5,2 bis 5,5 Milliarden Kubikmetern pro Jahr angegeben. Hinzu kommt das schwimmende Terminal vor Alexandroupolis.
Für Alexandroupolis nennen Projektunterlagen eine Auslegung von 5,5 Milliarden Kubikmetern pro Jahr. Der Betreiber Gastrade meldete im Oktober 2025 jedoch eine maximale Regasifizierungsleistung von 136,2 Gigawattstunden pro Tag. Hochgerechnet entspricht das etwa 4,5 Milliarden Kubikmetern pro Jahr. Das zeigt: Die technische Auslegung und die aktuell gemeldete Betriebsleistung können auseinanderliegen.
Rechnet man beide Anlagen zusammen, ergibt sich eine rechnerische Bandbreite von knapp 10 bis 11 Milliarden Kubikmetern pro Jahr. Realistisch für die kurzfristige Planung ist eher der Wert auf Basis der gemeldeten Tagesleistung. Entscheidend ist zudem, ob das nationale Netz die Mengen aufnehmen und weiterleiten kann.
| Anlage | Art der Angabe | Kapazität |
|---|---|---|
| Revithoussa | Regasifizierung laut DESFA-Planung | ca. 5,2–5,5 Mrd. m³/Jahr |
| Alexandroupolis FSRU | Max. gemeldete Tagesleistung (10/2025) | 136,2 GWh/Tag ≈ 4,5 Mrd. m³/Jahr |
Damit ist klar: Die LNG Griechenland Gasdrehscheibe hat spürbares Potenzial. Aber sie wirkt nur dann stabilisierend, wenn nachgelagerte Leitungen, Verdichterstationen und Buchungen an den Grenzen mitziehen.
Interconnectoren und Reverse-Flow: Der Weg nach Norden
Gas nützt wenig, wenn es im Süden stecken bleibt. Deshalb sind Interconnectoren wie die Leitung zwischen Griechenland und Bulgarien entscheidend. In den Entwicklungsplänen von DESFA wird beschrieben, dass durch Netzausbauprojekte eine feste Exportmöglichkeit von bis zu rund 3 Milliarden Kubikmetern pro Jahr Richtung Bulgarien ermöglicht werden soll. In Planungen wird eine technische Auslegung des Interconnectors von bis zu 5 Milliarden Kubikmetern pro Jahr genannt.
Zusätzlich werden Kompressorstationen wie in Komotini und Ampelia ausgebaut. Solche Stationen erhöhen den Druck im Netz und ermöglichen sogenannte Reverse-Flows. Das heißt, Gas kann je nach Bedarf die Flussrichtung wechseln. Gerade in Krisensituationen ist diese Flexibilität entscheidend.
Allerdings gilt auch hier: Technische Kapazität ist nicht automatisch gleich verfügbare Menge. Wartungen, parallele Engpässe in anderen Ländern oder fehlende Transportbuchungen können die tatsächlich nutzbare Exportmenge begrenzen. In Stressphasen zählt nicht nur, wie viel Gas ankommt, sondern wie schnell es weiterverteilt werden kann.
Für Mitteleuropa bedeutet das: Zusätzliche LNG-Mengen aus Griechenland erhöhen das Angebot im südosteuropäischen Markt. Sie drücken das Risiko lokaler Engpässe. Ob dieser Effekt bis nach Deutschland durchschlägt, hängt von der gesamten europäischen Netzauslastung und vom Spotmarkt ab.
Drei Szenarien für den Winter 2026
Im Basisszenario sind die Speicher in Europa solide gefüllt, die LNG-Anlagen in Griechenland laufen nahe der gemeldeten Betriebsleistung und die Interconnectoren sind frei von größeren Störungen. In diesem Fall wirken zusätzliche 4 bis 5 Milliarden Kubikmeter aus Alexandroupolis wie ein Puffer. Das Gaspreis Risiko Winter Engpass bleibt vorhanden, aber Preisspitzen am Spotmarkt fallen moderater aus als in einem Markt mit knapperem Angebot.
Im Stressszenario kommt es zu gleichzeitigen Ausfällen einzelner Lieferstränge oder zu Verzögerungen bei LNG-Anlandungen. Dann zählt jede verfügbare Regasifizierungskapazität. Griechenland kann einen Teil der Lücke schließen, doch wenn Pipelinekapazitäten Richtung Norden ausgeschöpft sind, steigen die Preise regional unterschiedlich stark. Südosteuropa würde stärker profitieren als weiter nördlich gelegene Märkte.
In einer ausgeprägten Kältewelle mit hohem Strombedarf verschärft sich die Lage zusätzlich. Gas wird nicht nur zum Heizen, sondern auch zur Stromerzeugung eingesetzt. Höhere Gaspreise schlagen dann direkt auf Großhandelsstrompreise durch. Selbst wenn physisch genug Gas vorhanden ist, treiben knappe Transportrechte und hohe Nachfrage die Börsenpreise nach oben.
Die griechische LNG-Infrastruktur senkt also das systemische Risiko, sie eliminiert es nicht. Sie verschiebt Engpässe eher in Richtung Transportkapazität und Marktlogistik.
Was Haushalte und Industrie konkret tun können
Für Haushalte bedeutet mehr Infrastruktur im Süden Europas vor allem eines: Das Risiko extremer Ausschläge sinkt, bleibt aber wetter- und marktabhängig. Wer 2026 einen neuen Gasvertrag abschließt, sollte prüfen, wie stark der Tarif an kurzfristige Börsenpreise gekoppelt ist. Längere Preisbindungen können in unsicheren Wintern Stabilität bringen, sind aber oft etwas teurer.
Kleine und mittlere Unternehmen stehen vor einer ähnlichen Entscheidung. Flexible Tarife lohnen sich, wenn das Marktumfeld entspannt ist. In Phasen erhöhter Unsicherheit kann eine gestaffelte Beschaffung sinnvoll sein, also ein Teil mit fester Laufzeit und ein Teil variabel.
Industriebetriebe mit hohem Gasverbrauch setzen häufig auf Hedging, also auf Terminmarktgeschäfte zur Preisabsicherung. Ergänzend gewinnt Lastmanagement an Bedeutung. Wer Produktion zeitweise verschieben kann, reagiert flexibler auf Preisspitzen.
Unterm Strich verschafft die LNG-Drehscheibe Griechenland dem europäischen System mehr Spielraum. Für dich als Verbraucher ersetzt sie aber nicht die eigene Strategie. Infrastruktur dämpft Risiken, sie nimmt sie dir nicht komplett ab.
Fazit
Mit rund 10 bis 11 Milliarden Kubikmetern jährlicher LNG-Regasifizierungskapazität hat Griechenland 2026 ein Gewicht, das über den eigenen Bedarf hinausgeht. Die gemeldete Tagesleistung von 136,2 Gigawattstunden in Alexandroupolis zeigt jedoch, dass operative Grenzen eine Rolle spielen. Über Interconnectoren können nach Plan bis zu etwa 3 Milliarden Kubikmeter pro Jahr fest Richtung Bulgarien fließen, technisch sind sogar höhere Werte diskutiert.
Für den Winter 2026 bedeutet das mehr Sicherheit im System, aber keine Garantie gegen Preissprünge. Engpässe verlagern sich vom Import zur Transport- und Marktebene. Wer das versteht, kann besser einschätzen, warum Gas- und Strompreise schwanken, selbst wenn neue Terminals ans Netz gehen.
