Deutschlands Gasspeicher erreichten zuletzt einen Füllstand von 61 Prozent, die Speicher in den Niederlanden kamen auf 64 Prozent. Damit fehlen Deutschland im Vergleich zum Vorjahr mehr als 35 Terawattstunden (TWh) und den Niederlanden mehr als zehn TWh.
Wenn ein kalter Februar die Speicher weiter leert, schrumpft der verfügbare Puffer deutlich. Europa müsste die entstehende Lücke dann verstärkt mit LNG schließen.
Die LNG-Terminals in den Niederlanden speisen im Oktober bislang deutlich mehr Gas ein als in den Vorjahresmonaten. Das Rotterdam LNG Terminal erreicht derzeit eine Auslastung von rund 93 Prozent.
Europas wachsende Abhängigkeit von US-LNG
Die Krise in der Straße von Hormus zeigt, welchen Preis Europa für die zusätzliche Flexibilität durch LNG zahlt: eine wachsende Abhängigkeit von US-LNG. In den vergangenen drei Monaten stammten 66 Prozent der LNG-Importe in die EU aus den USA. Mit deutlichem Abstand folgten Algerien mit acht Prozent sowie Nigeria und Russland mit jeweils sechs Prozent.
Für die Niederlande und Deutschland fällt die Abhängigkeit noch stärker aus. Die Niederlande bezogen in den vergangenen drei Monaten 77 Prozent ihres LNG aus den USA und 11 Prozent aus Russland. Wenn russische LNG-Importe ab Januar 2027 wegfallen, dürfte sich das Ungleichgewicht zugunsten der USA weiter verschärfen.
In den vergangenen drei Monaten deckten US-Lieferungen 92 Prozent der deutschen LNG-Importe ab
Deutschland setzt unterdessen fast vollständig auf US-LNG. In den vergangenen drei Monaten deckten US-Lieferungen 92 Prozent der deutschen LNG-Importe ab, über einen Zeitraum von zwölf Monaten lag ihr Anteil bei 86 Prozent.
Alternativen bleiben rar
Weitere geopolitische Krisen könnten diese einseitigen Abhängigkeiten verschärfen. Die Erfahrungen mit dem Nord-Stream-Anschlag, dem Ende russischer Lieferungen und der Energiekrise 2022 zeigen, wie riskant eine zu starke Konzentration auf einzelne Lieferquellen ist.
Europa findet jenseits des Nahen Ostens jedoch nur wenige Alternativen. Im östlichen Mittelmeerraum gibt es zwar umfangreiche Gasvorkommen, doch die Länder exportieren bislang nur geringe Mengen. Auch dort bremsen geopolitische Konflikte die Entwicklung.
Seit 2009 entdeckten Unternehmen im östlichen Mittelmeer mehrere Offshore-Gasfelder. Die Region entwickelte sich dadurch zu einem relevanten Fördergebiet. Die Förderung erreichte 2021 mit rund 1000 TWh ihren Höhepunkt, sank aber bis 2024 auf etwa 800 TWh.
Östliches Mittelmeer: Viel Gas, wenig Export
Ägypten produziert und verbraucht in der Region am meisten Gas. Mit Idku und Damietta verfügt das Land außerdem über die einzigen LNG-Verflüssigungsanlagen der Region. 2025 förderte Ägypten rund 400 TWh Gas.
Nach zwei Exportphasen von 2004 bis 2014 und von 2018 bis 2022 importiert Ägypten inzwischen wieder mehr Gas, als es exportiert. Die Förderung am Gasfeld Zohr sinkt. Gleichzeitig wächst die Bevölkerung, heißere Sommer erhöhen den Strombedarf und mutmaßliche Korruption belastet den Energiesektor.
Deshalb stoppt Ägypten seine LNG-Exporte seit 2023 regelmäßig während der Sommermonate. Pipelinegas aus Israel schließt die entstehende Lücke. Diese Abhängigkeit bleibt in Ägypten politisch umstritten.
Darüber hinaus häufte Ägypten bei internationalen Ölkonzernen Schulden in Höhe von 6,1 Milliarden US-Dollar an. Die Verbindlichkeiten bremsten Investitionen. Nach ihrer Rückzahlung im Juni 2026 kündigte Ägypten 19 Milliarden US-Dollar für Förderung und Exploration an.
Israel deckt rund 79 Prozent seiner Stromerzeugung mit heimischem Gas. Knapp die Hälfte seiner Gasförderung liefert das Land nach Ägypten und Jordanien. Einen direkten Export nach Europa verhindert bislang die fehlende Infrastruktur. Die geplante EastMed-Pipeline über Zypern nach Griechenland kam bisher nicht zustande.
Zudem mussten die Betreiber israelische Gasfelder wegen der Konflikte mit Hamas, Hisbollah und Iran mehrfach stilllegen. Diese Konflikte erschweren eine verlässliche Förderung und schränken die Exportmöglichkeiten weiter ein.
