Kältewelle in Deutschland: Diese LNG-Terminals liefern gerade Rekordmengen
Mitten im Kältewinter liefern Deutschlands LNG-Terminals Rekordmengen. Welche es gibt, wie viel sie einspeisen und welche Entwicklungen 2026 geplant sind.
In Deutschland sind aktuell drei LNG-Terminals aktiv - so wie dieses in Mukran. Ein viertes Terminal steht still, ein fünftes ist in Planung.
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Schnee und Frost halten Deutschland in Atem, doch die Gasversorgung steht. Das ist auch den LNG-Terminals an Nord- und Ostsee zu verdanken: 2025 haben sie so viel Flüssigerdgas importiert wie nie zuvor. Wir zeigen, welche Terminals es gibt, wie viel sie liefern und welche Entwicklungen ihre Betreiber für 2026 planen.
Inhaltsverzeichnis
- Importe auf Rekordniveau
- Wo befinden sich die LNG-Terminals in Deutschland?
- Wilhelmshaven: Der Pionier
- Brunsbüttel: Der kleine Bruder an der Nordsee
- Mukran auf Rügen: Umstrittenes Großprojekt an der Ostsee
- Stade: Vom FSRU zum Energie-Hub
- Lubmin: Vom Vorreiter zum Stillstand
- Weltmarktpreise und Wirtschaftlichkeit
- Fazit: LNG-Terminals als Pufferlösung mit Zukunftspotenzial
Importe auf Rekordniveau
Der Bau der LNG-Terminals im Jahr 2022 zahlt sich nun wieder aus: 106 TWh Erdgas haben Deutschlands Terminals im Jahr 2025 ins Netz eingespeist – ein neuer Rekord. Nach vorläufigen Zahlen der Bundesnetzagentur (BNetzA) entspricht das 10,3 % der gesamten Gasimporte, nach 8 % im Vorjahr. Zum Vergleich: 2024 waren es noch 69 TWh.
Die Terminals spielen damit eine immer wichtigere Rolle für die deutsche Energieversorgung. Denn sie ermöglichen einen flexiblen Zustrom von Erdgas und können Schwankungen bei Pipeline-Importen aus Norwegen und den Niederlanden ausgleichen. Gerade in der aktuellen Kältewelle zeigt sich, wie wertvoll das sein kann. Das Terminal in Mukran auf Rügen ist beispielsweise seit Beginn der Heizperiode im Oktober voll ausgelastet.
Wo befinden sich die LNG-Terminals in Deutschland?
Die deutschen LNG-Terminals basieren derzeit auf sogenannten FSRUs (Floating Storage and Regasification Units). Hier landet das flüssige Erdgas an, um regasifiziert und via Pipeline ins Inland transportiert zu werden. Diese Stationen sind schneller zu installieren als stationäre Terminals und verursachen geringere Kosten. Der Nachteil: FSRUs verfügen nicht über dasselbe Volumen wie LNG-Terminals auf dem Festland.
Die deutschen FSRUs wurden nach dem Wegfall der russischen Gaslieferungen in Rekordzeit in Betrieb genommen. Verantwortlich für den Betrieb der Terminalstandorte Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Stade ist die staatliche Deutsche Energy Terminal GmbH (DET). Sie speiste 2025 rund 79 TWh ein – das entspricht rechnerisch dem Jahresverbrauch von mehr als 5,6 Mio. Vierpersonenhaushalten. Den Standort Mukran betreibt die private Deutsche Regas, die weitere 26,5 TWh beisteuerte.
Ein Grund für die gestiegenen Importe: Seit dem Auslaufen russischer Transportverträge nach Österreich zum 1. Januar 2025 ist Deutschland wieder eine Drehscheibe für Gasimporte geworden. „Das heißt, dass gerade Österreich, Tschechien, die Schweiz und zum Teil auch Ungarn, die Slowakei und Slowenien über Deutschland versorgt werden“, erklärt der Gasexperte Sebastian Gulbis vom Beratungsunternehmen Enervis der dpa. „Wir sind wieder ein deutlich wichtigeres Transitland geworden.“
Wilhelmshaven: Der Pionier
Das Terminal Wilhelmshaven 1 markierte im Dezember 2022 Deutschlands Einstieg in den LNG-Import. Herzstück der Anlage ist die FSRU Höegh Esperanza, ein Spezialschiff mit 294 m Länge und einer Ladekapazität von 170.000 m³ LNG.
Die jährliche Regasifizierungskapazität liegt bei bis zu 4,7 Mrd. m³ Erdgas, etwa 50 TWh. Nach erfolgreicher Schlussabnahme wurde das Terminal im März 2023 in den Regelbetrieb überführt. Betreiber ist Uniper im Auftrag der DET. Bis Sommer 2025 hatte Wilhelmshaven bereits den 100. LNG-Tanker empfangen und etwa 100 TWh Erdgas in das deutsche Netz eingespeist.
Schwankende Auslastung
Die Auslastung des Terminals war zunächst hoch. Indes unterlag sie immer den Schwankungen des Energiemarktes.
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2023 lag die durchschnittliche Auslastung bei 81 %,
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2024 sank sie auf 64 %. Darin spiegeln sich die entspannte Versorgungslage sowie gut gefüllte Speicher.
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2025 lag die Nutzung bei rund 80 %, wobei die verfügbare Kapazität zeitweise auf 40 % der vollen Leistung gedrosselt wurde. Die Drosselung war Unipers Reaktion auf eine sinkende Nachfrage: die Alternative wäre ein Stillstand gewesen.
Wilhelmshaven 2 und Zukunftsperspektiven
Ende August 2025 ging vor Wilhelmshaven ein zweites LNG-Terminal in Betrieb: Wilhelmshaven 2. Die zugehörige FSRU Excelsior speist bis zu 4,6 Mrd. m³ Erdgas jährlich ins deutsche Gasnetz ein. Das entspricht dem Verbrauch von rund 1,5 Mio. Vierpersonenhaushalten im Mehrfamilienhaus.
Mittlerweile bilden die beiden FSRUs vor Wilhelmshaven zusammen mit Brunsbüttel das wichtigste Standbein der deutschen LNG-Versorgung: Im dritten Quartal 2025 kamen laut BNetzA 33 der insgesamt 35 TWh LNG-Importe über die Nordsee-Terminals. Auch Gulbis bezeichnete gegenüber der dpa den Kapazitätsausbau in Wilhelmshaven als einen Hauptgrund für die höheren LNG-Importe im dritten Quartal.
Umfangreiche Investitionen zeigen, dass der Standort vor weiteren spannenden Entwicklungen steht: Über Unternehmen wie Tree Energy Solutions und Uniper könnten hier bald auch große Mengen Wasserstoff in Form von synthetischem Methan (SNG) und grünem Ammoniak anlanden.
LNG-Terminal Brunsbüttel.
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Brunsbüttel: Der kleine Bruder an der Nordsee
Das LNG-Terminal Brunsbüttel liegt strategisch günstig am Schnittpunkt von Elbe und Nord-Ostsee-Kanal. Im Februar 2023 startete es seinen Betrieb.
Im Einsatz ist die FSRU Höegh Gannet, ein baugleiches Schwesterschiff der Höegh Esperanza. Der Betreiber des Standorts ist die deutsche Tochter der niederländischen Gasunie, wobei der Betrieb auch hier im Auftrag der DET erfolgt. Nach einer zweimonatigen Wartungsphase ging die Höegh Gannet im November 2025 wieder ans Netz.
Auslastung
Das Brunsbütteler Terminal war bereits Gegenstand heftiger Kontroversen. Vor seinem Bau gab es Proteste von Umweltschützern; heute wird diskutiert, wie stark es wirklich ausgelastet ist. Nach Angaben der Deutschen Umwelthilfe (DUH) nahm die eingespeiste Gasmenge im Jahr 2024 von 1,4 Mrd. m³ auf 2,2 Mrd. m³ deutlich zu, allerdings variieren die Angaben zur Auslastung.
Offiziell nannte die DET eine Durchschnittsauslastung von 68 %. Kritiker wie die DUH merken an, dass diese Angabe auf einer Drosselung der Gesamtkapazität beruhe – die reale Auslastung liege demnach eher bei 49 %. Anfang 2025 zeigte der Standort nach Angaben des Global LNG Hub aber eine Auslastung von rund 80 % der Gesamtkapazität. Dies deutet darauf hin, dass die Nutzung des FSRU sehr flexibel ist und sich schnell an die Marktlage anpassen kann.
Land in Sicht
Ähnlich wie in Wilhelmshaven ist auch in Brunsbüttel der Übergang zu einer landseitigen Langzeitlösung geplant. Das German LNG Terminal soll 2026 fertiggestellt werden und jährlich 8 Mrd. m³ bis 10 Mrd. m³ LNG importieren können.
Das Projektkonsortium aus Gasunie, RWE und der KfW setzt außerdem langfristig auf klimaneutrale Energieträger. So ist die neue Anlage „ammonia-ready“ konzipiert, kann also für den Import von Ammoniak als Wasserstoffträger umgerüstet werden. Auch in Brunsbüttel soll die initiale LNG-Infrastruktur demnach die Weichen für den Import von grünen Molekülen in der Zukunft stellen.
Mukran auf Rügen: Umstrittenes Großprojekt an der Ostsee
Das privatwirtschaftlich betriebene LNG-Terminal im Hafen von Mukran auf der Ostseeinsel Rügen ist das größte – und zugleich umstrittenste – in Deutschland. Betreiberin ist die Deutsche ReGas. Im September 2024 überführte sie die Station als „Energie-Terminal Deutsche Ostsee“ in den Regelbetrieb.
Wie vor Wilhelmshaven sind vor Mukran gleich zwei FSRUs im Einsatz: die „Neptune“, die zuvor in Lubmin stationiert war, und die Energos Power. Zusammen kommen sie auf eine jährliche Regasifizierungskapazität von rund 13,5 Mrd. m³ Erdgas – genug, um Mukran zu einem der leistungsfähigsten LNG-Standorte Europas zu machen. Die Anbindung an das deutsche Gasnetz erfolgt über die bestehenden Hochdruckpipelines NEL/OAL und EUGAL, die ursprünglich für den Gastransport aus Nord Stream 1 konzipiert wurden.
Vom Sorgenkind zum Spitzenreiter
Die Auslastung des Terminals schwankte in den ersten Betriebsmonaten stark – und damit auch die öffentliche Wahrnehmung. Ende 2024 meldeten Kritiker wie die DUH eine Auslastung von lediglich 8 % seit der Inbetriebnahme, nach dem 14. Dezember 2024 sogar gar „keine relevante Gaseinspeisung mehr“. Im dritten Quartal 2025 führten Vertiefungs- und Erweiterungsarbeiten im Hafen zu weiteren Einschränkungen.
Doch seit Beginn der Heizperiode Anfang Oktober hat sich das Bild gewandelt: Mit 12,5 TWh Einspeisung im vierten Quartal 2025 ist Mukran laut Daten der europäischen Gasinfrastruktur-Betreiber (GIE) derzeit das einspeisestärkste Terminal Deutschlands. „Das Terminal ist mit den gegenwärtig angebotenen Kapazitäten voll ausgelastet“, meldet die Deutsche Regas. Insgesamt speiste Mukran 2025 rund 26,5 TWh ein.
Für 2026 plant der Betreiber, wieder ein zweites Spezialschiff als schwimmendes Terminal zu stationieren. Genauere Planungen sollen in der ersten Jahreshälfte bekanntgegeben werden.
Umwelt und Nachhaltigkeit
Das Projekt in Mukran sorgte auch jenseits der Technik für Schlagzeilen: Umweltverbände und Tourismusgemeinden kritisierten, dass in einer sensiblen Küstenregion eine fossile Großinfrastruktur gebaut werde.
Allerdings hat auch die Deutsche ReGas nachhaltige Zukunftspläne: Vor Lubmin plant das Unternehmen den Bau des ersten schwimmenden Ammoniak-Terminals der Welt. Darüber hinaus soll an dem Ostsee-Standort ein Elektrolyseur für die Produktion von grünem Wasserstoff entstehen. Geplante Kapazität: 700 MW.
Stade: Vom FSRU zum Energie-Hub
In Stade an der Unterelbe soll ein weiteres LNG-Projekt mit Bundesmitteln entstehen. Geplant war der Einsatz der FSRU Energos Force, die über eine Speicherkapazität von 174.000 m³ LNG und eine jährliche Einspeisung von bis zu 4,7 Mrd. m³ Erdgas verfügen sollte.
Die Inbetriebnahme verzögerte sich jedoch mehrfach. Wegen Verzögerungen wurde die Energos Force per Charter an eine andere Firma für den Einsatz in Jordanien überlassen – diese Subvercharterung wurde inzwischen verlängert. Das schwimmende Terminal wird seinen Betrieb laut DET nicht vor dem zweiten Quartal 2026 aufnehmen. Die DET hat sich mit der bisher zuständigen Hanseatic Energy Hub (HEH) auf die Übernahme von landseitigen Bauarbeiten geeinigt; die Inspektion der Anlage läuft.
Langfristige Perspektive: Der Hanseatic Energy Hub
Die eigentliche Zukunft des Standorts liegt an Land. Das Konsortium Hanseatic Energy Hub (HEH) plant hier ein landseitiges LNG-Terminal, das die schwimmende Lösung ab 2027 ersetzen soll. Mit einer geplanten Jahreskapazität von 13,3 Mrd. m³ wird es zu den größten Importterminals Europas gehören.
Das Projekt hat immerhin schon mehrere Meilensteine erreicht: Die finale Investitionsentscheidung fiel im März 2024, und im Frühjahr 2025 bestätigte das Bundesverwaltungsgericht Leipzig die Genehmigung.
Stade als strategischer Energieknotenpunkt
Im Unterschied zu anderen Standorten setzt HEH nicht auf das Spotmarktgeschäft, sondern langfristige Planung. Ein Großteil der zukünftigen Kapazität ist bereits durch Lieferverträge gesichert – unter anderem mit EnBW, SEFE und dem tschechischen Energiekonzern ČEZ. Alleine die Tschechen wollen jährlich 2 Mrd. m³ für 15 Jahre abnehmen.
Diese vertragliche Absicherung soll das Investitionsrisiko reduzieren und Stade als Versorgungsdrehscheibe für Mittel- und Osteuropa etablieren. Zudem soll perspektivisch auch die Stade-Anlage grüne Gase und Wasserstoffderivate aufnehmen können.
Lubmin: Vom Vorreiter zum Stillstand
Lubmin war Anfang 2023 eines der ersten LNG-Terminals im Regelbetrieb – betrieben von Deutsche ReGas mit der FSRU Neptune, die rund 5 Mrd. m³ Gas pro Jahr einspeisen konnte. Der Standort nutzte wie später Mukran die bestehende Infrastruktur der Nord-Stream-I-Pipeline und galt als Symbol für den schnellen Aufbau neuer Importkapazitäten.
Technisch blieb das Projekt jedoch anspruchsvoll: Wegen der geringen Wassertiefe mussten kleinere Shuttle-Tanker das LNG zur FSRU bringen, was den Betrieb teuer und ineffizient machte. Mit dem Hochlauf größerer Terminals in Wilhelmshaven und Mukran verlor Lubmin an Bedeutung.
Stillstand seit Herbst 2024
Seit der Verlegung der Neptune nach Mukran im Herbst 2024 steht das Terminal still. Es befindet sich derzeit im Bereitschaftsmodus, eine Wiederaufnahme des Betriebs ist offen. Perspektivisch könnte es durch eine Anbindung an das europäische Gasnetz für Wasserstoffimporte genutzt werden.
Die Deutsche Regas plant hier das weltweit erste schwimmende Importterminal für die großtechnische Umwandlung von grünem Ammoniak zu grünem Wasserstoff. Das Terminal soll ab Anfang 2026 in Betrieb gehen.
Weltmarktpreise und Wirtschaftlichkeit
Der Anstieg der LNG-Importe hat auch wirtschaftliche Gründe. LNG lohne sich für die Händler nur ab einem bestimmten Preisniveau auf dem Gasmarkt, erklärte Energie-Experte Gulbis gegenüber der dpa. Dieses Niveau werde nun auch in Deutschland erreicht und liege deutlich über den Gaspreisen, die noch vor der Energiekrise galten. Deutschland müsse die auf dem Weltmarkt aufgerufenen LNG-Preise zahlen und stehe dabei in direkter Konkurrenz mit dem asiatischen Markt.
Die USA und der Mittlere Osten werden auch in Zukunft wichtige Lieferanten bleiben. Und die Lieferungen werden über LNG erfolgen“, sagte Gulbis der dpa. Er hält die deutschen Terminals auch in Zukunft für „ein ganz wesentliches Standbein“ der deutschen und europäischen Energieversorgung. „Wir werden eben nicht mehr fast ausschließlich durch Pipelinegas versorgt.
Fazit: LNG-Terminals als Pufferlösung mit Zukunftspotenzial
Der Überblick zeigt: LNG-Importe sind Teil einer strategischen Versorgungsarchitektur, die Flexibilität und Resilienz gewährleisten soll. In Zeiten hoher Nachfrage – etwa in der aktuellen Kältewelle – dienen die FSRUs als Laststütze für das Gasnetz und sichern die Versorgung, wenn Speicherstände sinken oder Pipelineimporte aus Ländern wie Norwegen oder den Niederlanden schwanken.
Private Betreiber wie die Deutsche ReGas importieren dabei nur, wenn es sich für ihre Kunden lohnt. In Phasen niedriger Preise oder geringer Nachfrage bleibt die Infrastruktur ungenutzt – ändern sich die Marktbedingungen, wird sie binnen kurzer Zeit wieder hochgefahren.
Langfristig ist LNG aber als eine Übergangsphase gedacht: Alle neuen Projekte – insbesondere die DET-Terminals Stade, Brunsbüttel und Wilhelmshaven – werden mit Blick auf grüne Moleküle geplant. Ab 2044 dürfen die Anlagen gemäß LNG-Beschleunigungsgesetz nur noch klimaneutralen Wasserstoff und dessen Derivate verarbeiten. Deutschland nutzt seine LNG-Infrastruktur somit im besten Fall doppelt: heute als Versorgungspuffer für den Winter, morgen als Einstieg in eine klimafreundlichere Energieversorgung.
(Mit Material der dpa)
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