Welche Länder liefern das meiste LNG?

LNG (Liquefied Natural Gas) ist tiefgekühltes Erdgas, das für den weltweiten Handel verflüssigt und per Schiff transportiert wird. Es verbindet heute über 20 Export- mit fast 50 Importmärkten und ist zu einem strategischen Energieträger geworden. Das sind die zehn größten Lieferländer laut GIIGNL Annual Report 2025.

Ranking: Top 10 der größten LNG-Lieferländer

1. USA: Champion im LNG‑Markt

Die USA waren 2024 mit rund 85,4 Mio Tonnen der größte LNG‑Produzent der Welt und stellten damit gut ein Fünftel des globalen Handelsvolumens von 411,2 Millionen Tonnen. Die Exportkapazität der US‑Terminals lag im Herbst 2024 bei knapp 93 Mio. Tonnen pro Jahr, Tendenz weiter steigend. Zentrale Exportstandorte sind die Golfküste mit Anlagen wie Sabine Pass, Corpus Christi, Freeport, Cameron, Calcasieu Pass und Cove Point an der Ostküste. Betreiber sind vor allem Cheniere, Freeport LNG, Sempra, Venture Global und große Ölkonzerne. Hauptabnehmer sind Europa (als Ersatz für russisches Gas), aber auch Märkte in Asien wie Japan, Südkorea und China.

2. Australien: LNG‑Gigant im Pazifik

Australien produzierte 2024 rund 79,2 Mio Tonnen LNG und lag damit knapp hinter den USA. Die Projekte konzentrieren sich auf Westaustralien und den Norden, etwa North West Shelf, Gorgon, Wheatstone, Ichthys, Pluto, Prelude FLNG sowie die LNG‑Cluster an der Ostküste in Queensland. Wichtige Unternehmen sind Woodside, Chevron, Shell, Santos, Inpex und Origin. Die größten Abnehmermärkte 2024 waren China (33% der Exporte), Japan (32%), Südkorea (15%) und Taiwan (10%). Australien ist damit ein Kernlieferant für Nordostasien.

3. Katar: Langfristiger Vertragspartner Europas und Asiens

Katar produzierte 2024 etwa 78,2 Mio. Tonnen LNG und bleibt damit drittgrößter Exporteur. Die Produktion basiert fast vollständig auf dem riesigen North‑Field‑Gasfeld, das sich Katar mit Iran teilt. Der nationale Konzern Qatar Energy betreibt zusammen mit Partnern wie Total Energies, Shell, Exxon Mobil, Eni, Sinopec und CNPC umfangreiche LNG‑Züge. Hauptabnehmer sind Asien (Japan, Südkorea, China, Indien) sowie zunehmend Europa mit langfristigen Lieferverträgen etwa für Deutschland, Italien und Frankreich. Mit laufenden Ausbauprojekten will Katar seine Kapazität von auf 142 Mio. Tonnen pro Jahr nahezu verdoppeln.

4. Russland: LNG‑Ausbau trotz Sanktionen

Russland produzierte 2024 rund 33,5 Mio Tonnen LNG und belegte damit Platz vier. Wichtige Projekte sind Juschno‑Sachalin (Sakhalin‑2) im Fernen Osten, Jamal LNG in der Arktis und kleinere Anlagen im Ostseeraum. Zentrale LNG-Hersteller sind Gazprom, Novatek und Konsortien mit internationalen Partnern, wobei westliche Beteiligungen seit 2022 teilweise zurückgefahren wurden. Die Lieferströme verschieben sich zunehmend von Europa nach Asien, insbesondere nach China, Japan und andere asiatische Abnehmer, während einzelne EU‑Länder noch Spotmengen beziehen.

5. Malaysia: Drehscheibe für LNG in Südostasien

Malaysia produzierte 2024 rund 27,4 Mio. Tonnen LNG und war damit fünftgrößter Anbieter. Die Produktion konzentriert sich auf den LNG‑Komplex Bintulu in Sarawak (Malaysia LNG) sowie Offshore‑Felder vor Borneo. Hauptakteur auf dem malayischen LNG-Markt ist Petronas, über Gesellschaften wie Malaysia LNG Sdn. Bhd. und PETCO Trading Labuan. Wichtigste Abnehmer sind Japan (über 42% der LNG‑Exportwerte), gefolgt von China und Südkorea. Kleinere Mengen gehen nach Singapur und Indien.

6. Indonesien: Traditions‑Exporteur mit neuen FLNG‑Projekten

Indonesien gehört seit Jahrzehnten zu den bedeutenden LNG‑Exporteuren und steigerte seine Ausfuhren 2024 laut IGU um gut 1 Mio. Tonnen auf 16,8 Mio. Tonnen. Zu den zentralen Projekten zählen Bontang und Tangguh LNG, ergänzt durch neue FLNG‑Einheiten zur Erschließung abgelegener Felder. Beteiligt sind unter anderem Pertamina, BP und internationale Partner. Hauptabnehmer sind Japan, Südkorea, China und andere asiatische Märkte.

7. Nigeria: Schlüssellieferant für Europa

Nigeria zählt zu den Top‑10‑LNG‑Exporteuren und lieferte 2024  rund 13,8 Mio Tonnen. Das Niveau blieb damit stabil im Vergleich zum Vorjahr. Produziert wird vor allem im LNG‑Komplex auf Bonny Island (Nigeria LNG Limited, NLNG), einem Joint Venture der Nigerian National Petroleum Company (NNPC) mit internationalen Ölkonzernen. Europa ist der wichtigste Absatzmarkt, insbesondere Spanien und Portugal, die zusammen knapp 40% der nigerianischen LNG‑Exporte abnehmen. Weitere Lieferungen gehen nach Frankreich, den Niederlanden, Großbritannien sowie nach Asien.

8. Algerien: Pipeline‑ und LNG‑Powerhouse am Mittelmeer

Algerien kombiniert großskalige Pipeline‑Exporte nach Europa mit einer etablierten LNG‑Industrie. Wichtige LNG‑Anlagen liegen in Arzew und Skikda an der Mittelmeerküste und werden vom Staatskonzern Sonatrach betrieben. 2024 produzierte das Land 11,6 Mio. Tonnen LNG und damit etwas weniger als im Jahr zuvor. Hauptkunden sind europäische Länder wie Frankreich, Italien, Spanien und die Türkei, daneben auch einzelne Käufer in Asien.

9. Oman: Nischenanbieter mit Fokus auf Asien

Oman liegt mengenmäßig im Mittelfeld der Exportländer, profitiert aber von strategisch günstiger Lage zwischen Nahost und Asien. Die Produktion stammt im Wesentlichen aus dem LNG‑Komplex in Sur (Oman LNG und Qalhat LNG), gespeist von Gasfeldern im Landesinneren. 2024 produzierte das Land gut 11,5 Mio. Tonnen LNG, etwa so viel wie im Vorjahr. Betreiber sind vor allem Oman LNG (mit staatlicher Beteiligung) und internationale Partner. Exporte gehen vorwiegend nach Japan, Südkorea, China und Indien, dazu kommen Lieferungen nach Europa.

10. Papua-Neuguinea

Papua‑Neuguinea ist unter den Top‑10‑LNG‑Exporteuren ein strategisch wichtiger Anbieter für den asiatischen Markt. Das Land hat mit seinem PNG‑LNG‑Projekt seit 2014 eine stabile LNG‑Produktion etabliert und plant mit „Papua LNG“ einen weiteren großen Exportblock. Das bestehende Projekt des US‑Konzerns Exxon Mobil erreichte 2024 eine Produktion von rund 8 Mio. Tonnen LNG, etwa so viel wie 2023. Geplant ist der Ausbau über das neue Projekt „Papua LNG“ mit einer Exportkapazität von etwa 5,6 Mio. Tonnen LNG pro Jahr, was Papua‑Neuguinea perspektivisch zu Mittelfeldproduzenten von LNG, also im zweistelligen Millionen‑Tonnen‑Bereich, machen würde. Die Hauptabnehmer des LNG aus Papua-Neuguinea sind traditionell Japan und China, die zusammen den Großteil der Lieferungen aufnehmen. 

Warum ist LNG aus Katar günstiger und aus USA und Australien so teuer?

Studien nennen Katar explizit als „Lowest‑Cost LNG Producer“, mit Breakeven‑Kosten für neue North‑Field‑Erweiterungen „unter 5 USD/MMBtu“. Eine Analyse zitiert sogar effektive Produktionskosten von teils unter 1 USD/MMBtu, weil Erlöse aus Kondensaten und LPG einen Großteil der Investitionen decken. Haupttreiber sind das extrem große, leicht förderbare North Field, vorhandene Infrastruktur, sehr große Züge (Skaleneffekte) und vergleichsweise günstige Arbeits‑ und Kapitalkosten.

Für viele US‑LNG‑Projekte nennen Analysen Vollkosten, die eher im oberen Bereich der globalen LNG‑Kostenkurve liegen. Gründe: Der Rohgaspreis (Henry Hub) kommt oben drauf, dazu energieintensive Verflüssigung, teils hohe Baukosten und längere Transportwege nach Asien. Australien leidet zusätzlich unter sehr hohen Projektkosten, komplexen Offshore‑Feldern und Lohnniveau. Das Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEFFA) bezeichnet das Land explizit als „High‑Cost, Tight Gas Market“. Kostenüberschreitungen bei Großprojekten haben die Kapitalkosten weiter erhöht.

Was ist LNG und warum wird Erdgas verflüssigt?

LNG entsteht, wenn Erdgas auf etwa minus 162 Grad Celsius abgekühlt wird, wodurch es rund den 600‑fach geringeren Platz als im gasförmigen Zustand benötigt. Damit wird der Transport über Ozeane möglich, wo keine Pipelines existieren.

Der Brennstoff selbst besteht überwiegend aus Methan, enthält aber je nach Herkunftsquelle auch Ethan, Propan und Spuren anderer Kohlenwasserstoffe. Durch die starke Volumenreduktion lassen sich große Energiemengen in Tankschiffen bewegen, was LNG insbesondere für Asien und Europa attraktiv macht.

Wie groß ist der weltweite LNG‑Markt 2024/2025?

Laut World LNG Report 2025 stieg der globale LNG‑Handel 2024 um 2,4 Prozent auf 411,24 Mio. Tonnen und verknüpfte 22 Export- mit 48 Importländern. Europa importierte dabei rund 100 Mio. Tonnen, allerdings mit rückläufiger Tendenz, weil hohe Speicherstände und stabile Pipelineflüsse die Nachfrage dämpften.

Asien war 2024 der Haupttreiber des Wachstums: China und Indien erhöhten ihre Importe deutlich, gestützt durch Wirtschaftswachstum, Hitzeperioden und den Ausbau der Gasinfrastruktur. Langfristig erwartet etwa Shell einen Nachfragesprung von rund 60% bis 2040, getrieben durch Industrie, Transport und den Ersatz kohlenstoffintensiver Brennstoffe.

Welche Rolle spielt LNG für Deutschland und Europa?

Nach dem Einbruch russischer Pipelineimporte hat Europa massiv in Importkapazitäten für LNG investiert. Deutschland baute innerhalb kurzer Zeit mehrere schwimmende Terminals (FSRU) an Standorten wie Wilhelmshaven und Brunsbüttel auf, um die Versorgung abzusichern.

Das Terminal Wilhelmshaven verfügt über eine Jahreskapazität von rund 7,5 Mrd. Kubikmetern, was einen erheblichen Anteil am EU‑Importvolumen ausmacht. Parallel werden große Projekte wie das TES‑Terminal Wilhelmshaven mit geplanten 20 Mrd. Kubikmetern Kapazität ab 2025 diskutiert, um langfristig flexible Importoptionen zu sichern.

Deutschland wird dabei zunehmend zu einem Transitland für Gasimporte, denn zum ersten Januar 2025 sind die Transportverträge Richtung Österreich von Russland ausgelaufen. Das heißt, dass Österreich, Tschechien, die Schweiz und zum Teil auch Ungarn, die Slowakei und Slowenien über Deutschland versorgt werden. Das zeigt auch die Menge des insgesamt nach Deutschland importierten Erdgases. Diese wird 2025 voraussichtlich wieder höher ausfallen als im Vorjahr.

Wie funktioniert die Verflüssigung von Erdgas technisch?

Im LNG‑Verflüssigungswerk wird Erdgas zunächst von Wasser, CO₂ und Schwefelverbindungen gereinigt, um Vereisung und Korrosion zu vermeiden. Danach durchläuft es mehrstufige Kälteprozesse mit speziellen Kältemittelgemischen, bis die Temperatur auf etwa minus 162 Grad sinkt und das Gas flüssig wird.

Der verbreitetste Prozess ist das sogenannte C3‑MR‑Verfahren, das eine Propan-Vorkühlstufe mit einem gemischten Kältemittel kombiniert. Die Verflüssigung verbraucht sehr viel Energie, die häufig durch Verbrennen eines Teils des zu verflüssigenden Erdgases bereitgestellt wird, weshalb Forschung und Entwicklung stark auf Effizienzsteigerungen fokussiert sind.

Was passiert bei Transport, Lagerung und Regasifizierung?

Nach der Verflüssigung wird LNG in isolierte Speichertanks gepumpt und in speziellen Tankern mit Doppelschale und Hochleistungsisolierung transportiert. Ein geringer Teil des LNG verdampft während der Reise („Boil‑off Gas“) und wird meist direkt an Bord als Treibstoff für die Schiffsantriebe genutzt.

Im Importterminal gelangt LNG in große Tanks und wird anschließend in Verdampfern wieder in den gasförmigen Zustand überführt. Dabei wird meist Meer- oder Umgebungsluft als Wärmequelle genutzt, die große Kältemenge des LNG bleibt bislang aber oft ungenutzt – Studien zeigen, dass sich diese Kälte etwa für die Wasserstoffverflüssigung einsetzen ließe und den Energiebedarf dort um bis zu 40 Prozent senken könnte.

Welche wirtschaftlichen Chancen und Risiken sind mit LNG verbunden?

Auf der Chancen-Seite steht die Diversifizierung der Gasversorgung, die Importländer unabhängiger von einzelnen Pipelinequellen macht. Für Exportländer entstehen hohe Einnahmen aus langfristigen Lieferverträgen, während Reedereien, Terminalbetreiber und Anlagenbauer von einem global wachsenden Markt profitieren.

Gleichzeitig verschärft sich der Wettbewerbsdruck: Neue Anbieter wie Mexiko und Kongo sind 2024 mit schwimmenden LNG‑Anlagen in den Markt eingetreten, was Angebot und Preisdynamik verändert. Strenger werdende Methan‑Regulierung in EU, Japan und Südkorea zwingt Produzenten, Emissionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette zu senken, was Investitionen in moderne Technik und Monitoring erfordert. Für Europa bleibt LNG damit ein zentraler, aber kosten- und regulierungsintensiver Baustein der künftigen Energie- und Klimastrategie.