LNG‑Terminals: Warum viele Projekte nie gebaut werden

Für viele Staaten erschien der schnelle Ausbau von Importkapazitäten nach 2021 als logische Antwort auf Versorgungsunsicherheiten. LNG‑Terminals (Anlagen zur Verflüssigung oder Regasifizierung von Flüssigerdgas) sollten Gas aus globalen Märkten zugänglich machen. Doch in den Jahren danach zeigte sich: nicht jedes angekündigte Terminal ist wirtschaftlich tragfähig. Eine Kombination aus gesunkener Nachfrage, hohem Projekt‑ und Rechtsrisiko sowie veränderten Finanzierungsbedingungen führte dazu, dass zahlreiche Projekte gestoppt, verschoben oder gar aufgegeben wurden.

Dieser Text erklärt die Mechanik hinter diesen Entscheidungen in klaren Schritten: Welche Markt‑ und Vertragsfakten entscheiden über Wirtschaftlichkeit? Warum machen Genehmigungen und lokale Akzeptanz oft den Unterschied? Und welche Lehren lassen sich ziehen, damit künftige Infrastruktur nicht zur finanziellen Belastung wird?

Drei zentrale ökonomische Gründe wiederholen sich: zu geringe langfristige Nachfrage, Überangebot an globaler LNG‑Kapazität und fehlende verbindliche Abnehmerverträge. Nach den Krisenjahren 2022–2023 sank in Teilen Europas der Gasverbrauch deutlich, unter anderem durch Energieeinsparungen, höhere Speicherstände und schnellere Erneuerbaren‑Zubauten. Das erhöhte das Risiko, dass neu gebaute Terminals später nur gering ausgelastet laufen. Der Bericht des European Court of Auditors und Marktauswertungen zeigen, dass die Regas‑Kapazität seit 2022 stark ausgeweitet wurde; mittelfristig droht dadurch Unterauslastung (ECA_2024; ACER_2024).

Einen zweiten, technische‑vertraglichen Faktor bilden Vertragsformen: Banken und Investoren verlangen heute oft „anchor offtakers“ — feste Abnahmepartner über lange Laufzeiten — bevor sie ein Terminal finanzieren. Fehlen solche Verträge, wird ein Projekt sehr anfällig für Marktpreisrisiken. Gleichzeitig wächst global die Liquefaktionskapazität (neue Export‑Terminals in Nordamerika und Katar), wodurch die kurzfristigen Handelsspreads, aus denen Importterminals Einnahmen ziehen, unter Druck geraten (IEA_2024; IEEFA_2024).

Drittens spielen Genehmigungs‑, Umwelt‑ und Sozialfragen eine zunehmende Rolle. Gerichtsentscheidungen, langsame Planungsverfahren und erheblicher lokaler Widerstand verzögern Projekte—Verzögerungen, die Kostensteigerungen und Charterverlust bei FSRUs (Floating Storage and Regasification Units) bedeuten können. In einigen Fällen führten genau diese Verzögerungen dazu, dass Charterverträge für FSRUs an andere Märkte gingen und das ursprüngliche Projekt kaum noch realisierbar war (IEEFA_2024; EmergingEurope_2024).

Konkrete Projekte illustrieren die beschriebenen Treiber. Einige Beispiele aus Europa: In einem baltischen Fall entschieden politische Stellen 2023, ein geplantes Terminal nicht weiterzuverfolgen, weil vorhandene regionale Kapazitäten ausreichend erschienen und das Projekt kommerziell nicht tragfähig war (Argus_2023; LSM_2023). An anderen Standorten brachte eine Gerichtsentscheidung Verfahren zurück in die Planungsphase, sodass ein Terminal‑Antrag erneut geprüft werden musste — das erzeugte erhebliche Unsicherheit für Investoren und lokale Planer (RTE_2024; IrishTimes_2024).

Ein drittes Muster ist die Abhängigkeit von FSRU‑Chartern: Manche Länder planten kurzfristig mit gecharterten FSRUs, die sich aber auf dem internationalen Markt schnell verchartern lassen. Wenn ein FSRU woanders längerfristig gebunden wird, bleibt das Projekt ohne zentrale Hardware und gerät ins Stocken. Solche Dynamiken führten in mehreren Fällen dazu, dass Projekte praktisch „shelved“ wurden, weil die Schlüsselressource nicht verfügbar war (GEM_Vlora_2024; PortSEurope_2023).

Diese Beispiele zeigen: Es ist selten ein einzelner Fehler, der ein Projekt scheitern lässt; meist ist es die Kombination aus schwacher kommerzieller Absicherung, regulatorischen Hürden und wechselnder Verfügbarkeit von Technik und Kapital.

LNG‑Terminals brachten kurzfristig Sicherheit: Sie machten Märkte flexibler und senkten akute Versorgungsrisiken. Langfristig entstehen aber Zielkonflikte. Auf der einen Seite steht Versorgungssicherheit; auf der anderen Seite das Risiko von Stranded Assets — Investitionen, die später wegen geringer Nachfrage oder regulatorischer Änderung nicht genutzt werden. Die European Court of Auditors warnt davor, dass ohne koordinierte Planung und Transparenz Überkontrahierung auftreten kann (ECA_2024).

Aus Sicht der öffentlichen Hand ist die Versuchung groß, Terminals mit staatlicher Unterstützung schneller zu genehmigen. Ohne strenge Bedingungen entstehen aber Haftungsrisiken für Steuerzahler, wenn Projekte nicht rentabel werden. Aus Sicht von Entwicklern wiederum ist die Absicherung durch langfristige Kontrakte essenziell; in liberalen Gasmärkten sind solche Kontrakte jedoch schwerer zu bekommen.

Umwelt‑ und Sozialfragen sind kein nebensächlicher Faktor: Eingriffe in Küstenökosysteme, Emissionsfragen und lokaler Widerstand verlängern Verfahren und erhöhen Kosten. In Kombination mit global schwankenden Charter‑ und Baupreisen kann das ausreichen, einen wirtschaftlich engen Business Case zum Kippen zu bringen. Kurz gesagt: Markt, Technik und Genehmigung arbeiten zusammen — ein Bruch in einer Ebene kann das ganze Projekt gefährden.

Aus den Erfahrungen lässt sich ein praktikabler Prüfpfad ableiten. Erstens: striktes Demand‑Proofing vor FID (Final Investment Decision). Behörden und Entwickler sollten verbindliche Bedarfsnachweise, regionale Auslastungsanalysen und Szenarien mit niedrigem Verbrauch verlangen. Das reduziert das Risiko, Kapazität für die falsche Zeit zu bauen (ECA_2024; IEEFA_2024).

Zweitens: Finanzierungs‑ und Vertragsdesign. Projekte, die ohne ausreichende Anchor‑Offtake‑Verträge starten, sind hoch riskant. Flexible Lösungen wie kurzcharterbare FSRUs mit Umverlagerungsmöglichkeit, regionale Kapazitäts‑Pools oder sekundäre Chartermärkte können Risiko verteilen. Banken bevorzugen heute Portfolios, die mehrere Erlösquellen und vertragliche Absicherungen kombinieren (IEA_2024; IEEFA_2024).

Drittens: frühe, transparente Umwelt‑ und Dialogprozesse. Wer lokale Akteure früh einbindet, verkürzt oft Gerichtsstreitigkeiten und reduziert Verzögerungsrisiko. Schließlich können politische Rahmenbedingungen helfen, indem sie Marktprodukte klar definieren (z. B. Regelenergie‑Produktdesign) und sekundäre Märkte für Kapazität fördern, statt pauschal Infrastruktur zu subventionieren.

Auf operativer Ebene lohnt sich ein Blick auf Alternativen und Ergänzungen: etwa vernetztes regionales Teilen von Kapazitäten oder Förderlinien für Flexibilitätslösungen, die nicht langfristig auf fossilen Brennstoffen basieren. Für konkrete Beispiele aus dem Speicher‑ und Marktbereich siehe unseren TechZeitGeist‑Beitrag zu Großspeichern, der erklärt, wie Flexibilität Preise beeinflusst und Einnahmequellen für Projektbetreiber entstehen können (interner Link: “Großspeicher: Wie Batterien Strompreise handeln und senken”).

Viele LNG‑Terminal‑Ankündigungen der letzten Jahre scheitern nicht an einem einzelnen Faktor, sondern an einer Mischung aus gesunkener Nachfrage, fehlenden langfristigen Abnahmeverträgen, globalem Angebotsdruck sowie rechtlichen und sozialen Hürden. Wer künftig ernsthaft in Regas‑Kapazität investieren will, muss Marktargumente, vertragliche Absicherung und Genehmigungs‑/Dialogstrategie gleichzeitig nachweisen. Projekte, die diese Elemente ernst nehmen, haben deutlich bessere Chancen, realisiert zu werden — alle anderen riskieren, zu teuren, wenig genutzten Infrastrukturprojekten zu werden.