96 Prozent: Die Zahl erinnert unangenehm an jene Zeit, in der mehr als die Hälfte des deutschen Erdgases aus Russland kam. Tatsächlich stammte 2025 nahezu das gesamte Flüssigerdgas, das direkt an deutschen LNG-Terminals anlandete, aus den USA. Daraus folgt allerdings nicht, dass Deutschland heute zu 96 Prozent von amerikanischem Gas abhängig wäre. Die wirkliche Lage ist komplizierter – und in mancher Hinsicht gerade deshalb riskanter. Deutschlands Versorgung ist breiter aufgestellt als vor der Energiekrise. Gleichzeitig hängt sie stärker als früher davon ab, dass internationale Gasströme jederzeit funktionieren und der Weltmarkt bezahlbare Mengen bereithält.
Die 96 Prozent beziehen sich nur auf einen Teil der Importe
Zunächst lohnt sich ein Blick auf die Größenordnung.
Deutschland importierte 2025 nach vorläufigen Angaben der Bundesnetzagentur insgesamt 1.031 Terawattstunden Erdgas. Größter Lieferant war Norwegen mit 44 Prozent. Aus den Niederlanden kamen 24 Prozent, aus Belgien 21 Prozent.
Über die deutschen LNG-Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin und Mukran wurden 106 Terawattstunden eingeführt. Das entsprach lediglich 10,3 Prozent sämtlicher deutschen Gasimporte.
Von diesem LNG wiederum stammten nach Angaben des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft rund 96 Prozent aus den USA. Die häufig zitierte Zahl bedeutet deshalb ausdrücklich nicht:
96 Prozent des deutschen Gases kommen aus Amerika.
Rechnet man nur die direkt in Deutschland angelandeten LNG-Mengen, entsprach US-Flüssiggas 2025 knapp zehn Prozent der gesamten deutschen Gasimporte.
Ganz so einfach ist die Rechnung allerdings auch in die andere Richtung nicht.
Auch niederländisches und belgisches Gas kann amerikanisches LNG sein
Deutschland bezieht große Mengen Pipelinegas aus Belgien und den Niederlanden. Doch Pipeline beschreibt lediglich den letzten Transportweg nach Deutschland – nicht zwingend die ursprüngliche Herkunft des Gases.
Beide Länder verfügen über große LNG-Terminals. Gas kann dort per Schiff anlanden, in das europäische Netz eingespeist und anschließend über Pipelines nach Deutschland transportiert werden.
Wie viel des als niederländisch oder belgisch verbuchten deutschen Imports ursprünglich amerikanisches LNG war, lässt sich aus den deutschen Grenzflussdaten nicht exakt bestimmen.
Die tatsächliche Bedeutung amerikanischen LNG für Deutschland liegt deshalb höher als die knapp zehn Prozent der direkten Einfuhren – aber deutlich unter den oft missverstandenen 96 Prozent.
Für Europa insgesamt lässt sich die Verschiebung klarer erkennen.
2025 importierte die EU rund 82,9 Milliarden Kubikmeter LNG aus den Vereinigten Staaten. Das entsprach rund 58 Prozent sämtlicher europäischen LNG-Importe und gut einem Viertel aller Gasimporte der EU.
Die Abhängigkeit ist also real. Sie sieht nur anders aus als die frühere russische.
Die russische Abhängigkeit war technisch – die neue ist stärker marktgetrieben
Russisches Gas kam über Pipelines.
Wer eine solche Leitung baut, schafft eine langfristige physische Verbindung zwischen Produzent und Abnehmer. Deutschland konnte russische Mengen deshalb nicht ohne Weiteres durch Gas eines anderen Anbieters ersetzen.
LNG funktioniert grundsätzlich anders.
Flüssigerdgas kann per Schiff aus unterschiedlichen Regionen angeliefert werden. Fehlen amerikanische Lieferungen, kann Europa theoretisch Ladungen aus anderen Ländern kaufen.
Daher waren die LNG-Terminals nach 2022 ein zentraler Baustein der deutschen Versorgungssicherheit.
Das macht die heutige Situation grundsätzlich robuster. Aber nicht risikofrei. Denn Ersatz bedeutet nicht automatisch Ersatz zum gleichen Preis.
LNG wird auf einem globalen Markt gehandelt. Europa konkurriert dabei insbesondere mit asiatischen Käufern. Fällt ein großer Produzent aus oder steigt die Nachfrage andernorts, werden die verfügbaren Tankerladungen schlicht teurer.
Das neue Risiko ist deshalb weniger ein unmittelbares Abdrehen des Gashahns. Es ist ein Preisrisiko.
Und dieses Risiko zeigt sich gerade
Der weltweite LNG-Markt ist 2026 durch den Konflikt im Nahen Osten erheblich angespannt. Die faktische Beeinträchtigung der Straße von Hormus traf eine Route, über die vor dem Konflikt fast 20 Prozent des weltweiten LNG-Angebots liefen. Die Internationale Energieagentur erwartet, dass die LNG-Produktion von Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten 2026 zusammen um rund 45 Prozent beziehungsweise 54 Milliarden Kubikmeter gegenüber dem Vorjahr zurückgeht.
Neue Liefermengen aus Nordamerika, Afrika und Australien können einen großen Teil davon ausgleichen. Trotzdem bleibt der Markt enger als noch zu Jahresbeginn erwartet.
Das schlägt inzwischen auf Europa durch. Der niederländische TTF-Kontrakt, wichtigste Referenz für europäische Gaspreise, stieg Anfang September zeitweise auf mehr als 70 Euro je Megawattstunde und damit auf den höchsten Stand seit Anfang 2023. Seit Anfang August war der Preis um mehr als 20 Prozent gestiegen.
Deutschland kann also weiterhin Gas bekommen. Die Frage lautet zunehmend, zu welchem Preis.
Ausgerechnet jetzt sind die Speicher ungewöhnlich leer
Zusätzliche Brisanz erhält die Lage durch die deutschen Gasspeicher. Sie waren Ende August beziehungsweise Anfang September nur etwas mehr als zur Hälfte gefüllt – erheblich weniger als im Vorjahr und außergewöhnlich wenig für diese Jahreszeit. Die Bundesnetzagentur beobachtet die Situation inzwischen mit besonderem Blick auf die Füllstandsvorgaben für den kommenden Winter.
Ein niedriger Speicherstand bedeutet nicht automatisch einen Gasmangel. Deutschland kann während des Winters gleichzeitig Gas aus Speichern entnehmen und kontinuierlich über Pipelines sowie LNG-Terminals importieren.
Das verändert allerdings die Risikostruktur. Denn je weniger Gas bereits im Land gespeichert ist, desto stärker hängt die Versorgung während eines kalten Winters davon ab, dass laufende Importe zuverlässig weiterfließen.
Bundesnetzagentur-Chef Klaus Müller verwies zuletzt darauf, dass ein Speicherstand von rund 50 Prozent ungefähr 123 Terawattstunden entspricht. Allein im vergangenen Winter wurden etwa 135 Terawattstunden aus den deutschen Speichern entnommen.
Das heißt nicht, dass Deutschland im kommenden Winter zwölf Terawattstunden Gas fehlen. Es zeigt aber, warum kontinuierliche Importe nun wichtiger werden.
Deutschland hat seine Lieferanten durchaus diversifiziert
Dabei wäre es falsch, die vergangenen vier Jahre als bloßen Tausch »Russland gegen USA« zu beschreiben.
Norwegen ist heute Deutschlands wichtigster Gaslieferant. Hinzu kommen große Mengen über die Niederlande und Belgien, deutsche LNG-Terminals und das stärker integrierte europäische Gasnetz. Außerdem sucht die Bundesregierung weitere Quellen. Zuletzt warb Außenminister Johann Wadephul in Algerien um zusätzliche Lieferungen. Algerien besitzt Pipelineverbindungen nach Südeuropa und exportiert ebenfalls LNG.
Auch die EU hat ihre Gasbezugsstruktur erheblich verändert. Russlands Anteil an den europäischen Gasimporten fiel von rund 45 Prozent 2021 auf etwa zwölf bis 13 Prozent im Jahr 2025. Bis Ende 2026 sollen russische LNG-Importe vollständig verboten sein, Pipelinegas soll spätestens im Herbst 2027 folgen.
Das bedeutet allerdings zwangsläufig: Andere Lieferanten müssen die verbleibenden Mengen ersetzen. Und einer wächst schneller als alle anderen.
Die USA werden noch wichtiger werden
Die Vereinigten Staaten sind bereits heute der größte LNG-Exporteur der Welt.
Nach Berechnungen der Internationalen Energieagentur stellten sie 2025 rund ein Viertel des globalen LNG-Angebots. Bis zum Ende des Jahrzehnts dürfte ihr Anteil auf ungefähr ein Drittel steigen. Allein 2025 wurden in den USA neue LNG-Projekte mit mehr als 80 Milliarden Kubikmetern jährlicher Kapazität endgültig beschlossen – ein Rekord für die amerikanische Branche.
Diese Expansion hat eine paradoxe Wirkung. Sie erhöht einerseits Europas Versorgungssicherheit, weil große zusätzliche Mengen auf den Weltmarkt kommen. Andererseits verstärkt sie die strukturelle Bedeutung eines einzelnen Produzenten. Diversifizierung heißt deshalb nicht nur, möglichst viele Terminals zu bauen. Sie bedeutet auch, genügend unterschiedliche Lieferländer, Vertragsformen und Transportwege zu haben.
Politische Abhängigkeit und wirtschaftliche Abhängigkeit sind nicht dasselbe
Seit der russischen Energiekrise liegt der Vergleich mit politischer Erpressbarkeit nahe. Auch US-Präsident Donald Trumps Handelspolitik hat die Frage verschärft, ob Energieexporte künftig als politisches Druckmittel eingesetzt werden könnten.
Ein direkter Vergleich mit Russland greift jedoch zu kurz.
Amerikanisches LNG wird von mehreren privaten Unternehmen produziert und über einen internationalen Markt gehandelt. Die USA besitzen weder ein einzelnes Ventil noch eine Pipeline, mit der sie den deutschen Gasmarkt technisch isolieren könnten. Politische Eingriffe in Exportgenehmigungen, Zölle oder Handelsbedingungen könnten trotzdem erhebliche Marktwirkungen auslösen. Dafür wäre nicht einmal ein tatsächlicher Lieferstopp nötig.
Schon die Erwartung geringerer amerikanischer Exporte könnte LNG-Preise weltweit bewegen – und damit die Beschaffung für europäische Unternehmen verteuern.
Die neue Abhängigkeit ist deshalb weniger binär.
Es geht nicht um Gas oder kein Gas, sondern es stellt sich die Frage: Wie viel Gas steht weltweit zur Verfügung, wer bietet dafür und welchen Preis muss Europa zahlen?
Deutschland plant deshalb bereits die nächste Versicherung
Die Bundesregierung will derweil selbst offenbar nicht mehr allein darauf vertrauen, dass der Markt im Krisenfall ausreichend Gas bereitstellt. Im Juli bestätigte das Bundeswirtschaftsministerium Pläne für eine strategische staatliche Gasreserve.
Vorgesehen sind rund 24 Terawattstunden – ungefähr zehn Prozent der deutschen Speicherkapazität. Die Reserve soll einen 30-tägigen Ausfall der größten Importinfrastruktur abfedern können. Die Kosten für Aufbau und Gaseinkauf werden auf rund 1,2 bis 1,5 Milliarden Euro geschätzt.
Die erste Befüllung könnte 2027 beginnen. Allein dass ein solches Instrument geplant wird, zeigt die neue energiepolitische Realität: Deutschland hat das Risiko einer einzelnen russischen Pipelineverbindung deutlich reduziert.
Dafür ist die Versorgung heute stärker in einen globalen Markt eingebettet, in dem Kriege am Persischen Golf, amerikanische Exportentscheidungen, asiatische Nachfrage und europäische Speicherstände innerhalb weniger Tage den Preis verändern können.
Die eigentliche Lehre aus Russland lautet deshalb nicht: Kaufe niemals Gas bei einem großen Lieferanten
Eine vollkommen gleichmäßige Verteilung auf zehn oder zwanzig Lieferländer wäre weder wirtschaftlich noch technisch realistisch. Große Produzenten haben Skalenvorteile. Lange Verträge können Preise stabilisieren. Geografische Nähe und vorhandene Infrastruktur spielen ebenfalls eine Rolle.
Die entscheidende Frage ist vielmehr, wie teuer und schnell ein Lieferant ersetzt werden kann. Darin unterscheidet sich die heutige Situation von der Zeit vor 2022. Deutschland besitzt mehr Alternativen. Aber Alternativen sind keine Garantie für niedrige Preise.
Die Zahl von 96 Prozent US-LNG ist also gleichzeitig dramatischer und weniger dramatisch, als sie klingt.
Sie ist weniger dramatisch, weil amerikanisches LNG nur einen Teil der gesamten deutschen Gasversorgung ausmacht.
Und sie ist dramatischer, weil der US-Anteil am globalen LNG-Markt weiter wächst – während Deutschland bei ungewöhnlich niedrigen Speicherständen stärker darauf angewiesen ist, jederzeit Gas auf eben diesem Weltmarkt kaufen zu können.
Russland war ein Klumpenrisiko bei der Liefermenge. Die neue Gaswelt verteilt dieses Risiko breiter. Verschwunden ist es indes nicht.
Stefanie S. Klief
