Größe und Marktanteil des Floating LNG Power Plant Markts – Wachstumstrends und Prognose (2026 – 2031)

Globale Markttrends und Erkenntnisse für schwimmende LNG-Kraftwerke

Der LNG-Preisvorteil gegenüber Diesel bleibt der stärkste kommerzielle Treiber

Der Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke stützt sich weiterhin auf einen starken Kraftstoffkostenvorteil, wie im Jahr 2026 belegt, als UHERO gelieferte LNG-Preise von 17,9 USD pro MMBtu im Vergleich zu LSFO bei 22,2 USD pro MMBtu unter Brent-gekoppelten Bedingungen meldete ^{[2]University of Hawaii Economic Research Organization, "Hawaii LNG- und Stromkostenanalyse," UHERO, uhero.hawaii.edu}. Eine ähnliche Kostendynamik wurde in Indonesien beobachtet, wo im April 2025 veröffentlichte, begutachtete Forschungsergebnisse zeigten, dass Erdgas zu Inselkraftwerken zu 10,4–11,3 USD pro MMBtu geliefert wurde, deutlich günstiger als Hochgeschwindigkeitsdiesel bei 25,5 USD pro MMBtu, was einen Kostenvorteil von 55–60 % für Erdgas aufrechterhalten hat. Dieses Preisgefälle treibt die Projektaktivität im Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke voran. So kündigte PLN EPI im März 2025 ein kleinskaliges LNG-Programm im Wert von 1,5 Milliarden USD an, das auf 41 Inselkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 2.148 MW abzielt und jährliche Dieseleinsparungen von 300 Millionen USD anstrebt.

Integrierte schwimmende Speicher-, Regasifizierungs- und Stromerzeugungsschiffe bieten einen zusätzlichen Kostenvorteil gegenüber getrennten Anlagen. Forschungen von Rahmanta und Mitautoren hoben hervor, dass die Kosten der Hub-and-Spoke-Lieferkette 30–40 % des gelieferten Gaspreises ausmachen können, wenn FSRU- und Erzeugungsanlagen separat beschafft werden. Dies unterstreicht die Vorteile einer gebündelten Schiffslösung, die einen intermediären Kostenknoten in der LNG-zu-Strom-Lieferkette eliminiert. Folglich profitiert der Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke nicht nur von niedrigeren Kraftstoffkosten, sondern auch von einem optimierten Liefermodell. Beschaffungsstrategien, die Regasifizierung und Erzeugung in Ausschreibungen trennen, riskieren eine Unterbewertung der kommerziellen Vorteile einer integrierten Lösung und begünstigen Betreiber, die Kraftstoffaufnahme, Speicherung, Regasifizierung und Stromerzeugung über eine einzige Plattform liefern können.

IMO CII und EEXI beschleunigen den Flottenübergang zu gasbetriebenen Schiffen

Der Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke wird durch regulatorische Entwicklungen und Kraftstoffökonomie beeinflusst. Das Ergebnis der IMO MEPC 83 vom April 2025 führte einen zweistufigen Treibhausgas-Kraftstoffintensitätsrahmen ein, der Reduzierungen von 4–17 % bis 2028 und 30–43 % bis 2035 im Vergleich zu den Basiswerten von 2008 erfordert. Innerhalb dieses Rahmens sind LNG-Schiffe, die mit Hochdruck-Dieselzyklus-Motoren ausgestattet sind und einen Methanschlupf von nahezu 0,2 % aufweisen, kommerziell besser positioniert als Otto-Mittelschnellläufer-Alternativen mit deutlich höheren Schlupfraten. Dies hat bereits die Schiffsspezifikationen im Markt beeinflusst. So kündigte Wärtsilä im Januar 2026 an, dass seine NextDF-Technologie den Methanschlupf in Viertakt-Zweistoffmotoren auf unter 1 % reduzieren kann, wodurch neuere Designs den Compliance-Anforderungen besser entsprechen.

Der Kostendruck ist besonders ausgeprägt in Europa, wo das EU-Emissionshandelssystem seinen Anwendungsbereich ab 2026 auf Methan und Distickstoffoxid ausgeweitet hat. Betreiber, die EU-Häfen anlaufen, müssen im Jahr 2026 Zertifikate für 70 % ihrer Schiffsemissionen aus dem Jahr 2025 abgeben. Dieser regulatorische Wandel schafft eine Spaltung innerhalb des Marktes für schwimmende LNG-Kraftwerke. Neuere Flotten, die in der Lage sind, die Charterökonomie aufrechtzuerhalten, sind besser positioniert, während ältere Otto-Zyklus-Anlagen bis Ende des Jahrzehnts vor erheblichen Nachrüstungs- oder Stilllegungsentscheidungen stehen. Schiffseigentümer, die frühzeitig in Methanminderungsmaßnahmen investieren, können Recharter-Möglichkeiten im Zeitraum 2026–2031 sichern. Umgekehrt werden diejenigen, die solche Investitionen verzögern, wahrscheinlich auf reduzierte Schiffsbewertungen und verminderte Preissetzungsmacht stoßen.

Afrikanische Gas-zu-Strom-Ausschreibungen sind ein struktureller Nachfragekatalysator

Der Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke bietet in Afrika erhebliche Chancen aufgrund gleichzeitigen Nachfragewachstums und Infrastrukturlücken. Die Afrikanische Energiekammer prognostiziert einen Anstieg der Erdgasnachfrage des Kontinents um 60 % bis 2050. Diese langfristige Nachfrage schlägt sich bereits in operativen Projekten nieder, wie dem integrierten LNG-zu-Strom-System von Karpowership vor Dakar, das 2025 den kommerziellen Betrieb aufnahm. Mit einer Kapazität von 335 MW kann es bis zu 25 % des senegalesischen Strombedarfs decken. Dieses Projekt ist für den Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke bemerkenswert, da es die Machbarkeit der Schiff-zu-Schiff-Regasifizierung und der schwimmenden Stromerzeugung ohne onshore Gasinfrastruktur demonstrierte und damit die Projektvorlaufzeiten in finanziell eingeschränkten Umgebungen verkürzte. Finanzielle Herausforderungen bleiben jedoch eine wesentliche Einschränkung. So überstiegen die Karpowership-Forderungen in Ghana bis Mai 2026 370 Millionen USD trotz Fortschritten bei den Zahlungsbedingungen, was die Auswirkungen staatlicher Inkassorisiken auf den Schiffseinsatz verdeutlicht. Dennoch fließen weiterhin neue Investitionen in den Markt. Im Februar 2026 trat Vitol einem südafrikanischen Gas-zu-Strom-Konsortium mit ACWA Power bei, was signalisiert, dass große Rohstoffhändler schwimmende LNG-Kraftwerke nun als tragfähige Infrastrukturinvestition und nicht als vorübergehende Lösung betrachten. Die Kombination aus wachsender Nachfrage, Offshore-Gasverfügbarkeit und modularem Einsatz positioniert Afrika als wichtige Wachstumsregion für den Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke während des Prognosezeitraums.

KI-gesteuerte Lastausgleichssoftware definiert die Betriebsökonomie von Pontons neu

Der Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke erweitert seine Anwendungen in der flexiblen Stromerzeugung, angetrieben durch Fortschritte in Software, Batterieintegration und mobilen Gasturbinen, die die Reaktionsfähigkeit schwimmender Anlagen auf variable Netzbedingungen verbessern. Die Markteinführung der 34-MW-TM2500-DLE-Einheit von GE Vernova im März 2025 verdeutlichte diesen Wandel und bietet einen Fünf-Minuten-Schnellstartzykus, 39 % Effizienz und nahezu keinen Methanschlupf, was sie für schnelle Einsatzszenarien geeignet macht. Eine bedeutende kommerzielle Entwicklung fand im Juli 2025 statt, als Kinetics und Mitsui O.S.K. Lines ein Memorandum of Understanding (MOU) für eine integrierte schwimmende Rechenzentrums-Plattform unterzeichneten. Diese Plattform verfügt über eine IT-Last von 20–73 MW, Meerwasserkühlung und ein Karadeniz Powership als primäre Stromquelle. Das Konzept entspricht den betrieblichen Anforderungen von KI-Workloads, die hohe Verfügbarkeit und Standortflexibilität erfordern, und adressiert gleichzeitig die Herausforderungen langsamer Netzanbindungs- und Genehmigungsprozesse in onshore Netzen in Nordamerika, Europa und Südostasien. Laut Financial Post, unter Bezugnahme auf eine Analyse der Dell'Oro Group, kann Meerwasserkühlung die Energieeffizienz von Rechenzentren im Vergleich zu luftgekühlten landbasierten Einrichtungen um bis zu 25 % verbessern und stärkt damit die kommerzielle Tragfähigkeit schiffsbasierter Designs in dicht besiedelten Küstenregionen. Folglich ist der Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke nicht mehr auf Versorgungsabnahmeverträge beschränkt. Betreiber, die Einsatzsoftware, Batteriepufferung und schwimmende Gasversorgung nutzen, können nun auf Hinter-dem-Zähler-Verträge abzielen, die im Vergleich zu traditionellen Spotstromeinkäufen höhere Margen bieten.

Charterratenschwankungen schaffen Finanzierungsrisiken entlang der gesamten Wertschöpfungskette

Der Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke steht vor Finanzierungsherausforderungen, wenn die Charter-Preise erheblich schwanken, da die Wirtschaftlichkeit der Schiffe, die Bedingungen zur Weitergabe von Kraftstoffkosten und die Tariferstattung eng mit dem Ratenzyklus zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses verknüpft sind. Die Charter-Raten für FSRUs, die vor 2022 im Durchschnitt zwischen 80.000 und 120.000 USD pro Tag lagen, stiegen infolge der europäischen Energiekrise auf 180.000 bis 200.000 USD pro Tag und stabilisierten sich bis Mitte 2024 bei umgerechneten Schiffen auf etwa 130.000 bis 150.000 USD pro Tag. Ein zentrales Problem für den Markt ist die Schwierigkeit, langfristige Stromabnahmeverträge (PPAs) in einem rückläufigen LNG- und Charter-Markt zu strukturieren. Weitergabeklauseln übertragen die Volatilität auf die Abnehmer, während Festpreisstrukturen die Margen der Betreiber verringern. So hebt der Entwurf beispielsweise Brasilien hervor, wo Charter-Verträge für acht FSRUs auf nahezu 1 Million USD pro Tag geschätzt wurden, was über vier Jahre einem Betrag von 1,5 Milliarden USD entspricht, wobei die Kosten über regulierte Tarife weitergegeben wurden. Betreiber, die während des Höchststands 2022–2023 Charter-Verträge abgeschlossen haben, sind nun bei Neuausschreibungen im Nachteil und konkurrieren mit kostengünstigeren Schiffen in einem schwächeren Markt. Auch wenn dies die Nachfrage nach schwimmenden LNG-Kraftwerkschiffen nicht beseitigt, erhöht es die Herausforderungen im Zusammenhang mit Finanzierung, Refinanzierung und Tarifgenehmigungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette.

Methanschlupfvorschriften verkürzen die Betriebslebensdauer älterer Zweistoffflotten

Methanschlupfvorschriften entwickeln sich zu einer bedeutenden strukturellen Einschränkung für den Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke, da sie die wirtschaftliche Tragfähigkeit bestehender Zweistoffflotten beeinflussen und nicht nur auf zukünftige Neubauten ausgerichtet sind. Die Verabschiedung von MEPC.402(83) durch die IMO im April 2025 legte formale Richtlinien für Prüfstand- und Bord-Methanschlupfmessungen fest und erhob Methan von einem technischen Leistungsproblem zu einer Compliance- und Kostenfrage. Dieser regulatorische Wandel zeigt sich in nutzerseitig bereitgestellten Daten, bei denen Otto-Mittelschnellläufer-Motoren mit einem Methanschlupf von 3,1 % eine Treibhausgas-Kraftstoffintensität von 91,03 gCO2e/MJ erzeugen, was das IMO-Basisziel 2028 von 89,57 gCO2e/MJ überschreitet. Das EU-Emissionshandelssystem verstärkt den Kostendruck weiter, da Methan und Distickstoffoxid 2026 in seinen Anwendungsbereich aufgenommen wurden und EU-Hafenanleger verpflichtet sind, Zertifikate für 70 % ihrer Emissionen aus dem Jahr 2025 abzugeben. Im Januar 2026 kündigte Wärtsilä an, dass Nachrüstsätze für 34DF-, 46FDF- und 50DF-Motoren den Methanschlupf um bis zu 65 % reduzieren können, während die Spark-Gas-Umrüstung für 50DF-Motoren eine Reduzierung um 75 % erreichen kann. Ältere Schiffe mit weniger als 10 Jahren verbleibender Charterlaufzeit rechtfertigen jedoch möglicherweise nicht die Kosten einer Nachrüstung, was wahrscheinlich zu einer schärferen Spaltung im Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke zwischen nachrüstbaren Anlagen und solchen führen wird, die sich der Obsoleszenz nähern.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Nach Typ: Kraftwerkspontons führen den aktuellen Einsatz an, während Kraftwerksschiffe durch Geschwindigkeit und Flexibilität aufholen

Kraftwerkspontons machten im Jahr 2025 59,6 % des Marktanteils für schwimmende LNG-Kraftwerke aus, während Kraftwerksschiffe bis 2031 voraussichtlich mit einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 5,1 % wachsen werden. Die Dominanz der Kraftwerkspontons ist auf ihr einfacheres Strukturdesign zurückzuführen, das die Rumpfkosten senkt und zusätzlichen Deckraum für Turbinen, Wärmerückgewinnungssysteme und Steuerungsanlagen bietet. Dieser Designvorteil senkt die gesamten Investitionsausgaben (CAPEX) typischerweise um 15–20 % im Vergleich zu ähnlichen Kraftwerksschiffen, was Pontons zu einer kosteneffizienten Option bei preissensitiven Ausschreibungen macht. Im Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke entsprechen die niedrigeren Baukosten von Pontons gut den Grundlastverträgen, bei denen Mobilität weniger kritisch ist und Installationseffizienz sowie stabile Leistung priorisiert werden.

Kraftwerksschiffe gewinnen schneller Marktanteile aufgrund ihrer Eigenantriebsfähigkeiten, die eine Wiederverlegung innerhalb von Wochen nach einem Vertragsabschluss ermöglichen. Diese Eigenschaft ist besonders vorteilhaft bei Notfallausschreibungen und kurzfristigen Kapazitätsauktionen. So verdeutlicht der Oktober-2025-Vertrag von ST Engineering für die Estrella del Mar IV, ein 145-MW-schwimmendes Kombikraftwerk mit bordeigenem Lithium-Ionen-Batteriespeicher, die zunehmende Integration von Mobilität mit hybriden Einsatzfähigkeiten. Diese Flexibilität ermöglicht es Schiffen, zwischen Grundlast- und Spitzenlastunterstützungsrollen zu wechseln, was die Umsatzmöglichkeiten erweitert und gleichzeitig ihre Kernfunktion der Gas-zu-Strom-Versorgung im Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke beibehält. Während Kraftwerkspontons voraussichtlich das dominante Format im Prognosezeitraum bleiben werden, sind Kraftwerksschiffe bereit, in Szenarien an Bedeutung zu gewinnen, in denen Regierungen schnelle Reaktionszeiten, Vertragsflexibilität und die Fähigkeit zur grenzüberschreitenden Kapazitätsverlagerung mit minimalen zivilbaulichen Infrastrukturanforderungen priorisieren.

Nach Leistungskapazität: Mittelgroße Einheiten verankern die Nachfrage, während Versorgungsmaßstab-Schiffe an Boden gewinnen

Der Bereich 51–200 MW repräsentierte im Jahr 2025 49,3 % der Marktgröße für schwimmende LNG-Kraftwerke und unterstreicht seine Eignung für Inselnetze, abgelegene Industrielasten und kleinere städtische Systeme. In diesem Kapazitätsbereich werden kombinierte Gas- und Dampfturbinenkonfigurationen auf schwimmenden Plattformen realisierbar und erreichen Nettowirkungsgrade von 50–55 %, verglichen mit 35–42 % für einfache offene Rahmensysteme. Dieser Bereich bietet eine Balance zwischen handhabbarer Schiffsgröße und verbesserter Kraftstoffeffizienz und ist damit ein Schlüsselsegment für Anwendungen, die eine gleichmäßige Leistung erfordern, ohne die Kapazität für große Einzelschiffsinstallationen aufzunehmen.

Die Kategorie ≥ 401 MW wird voraussichtlich das am schnellsten wachsende Segment sein, mit einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 5,9 % bis 2031. Dieses Wachstum wird durch Versorgungsunternehmen angetrieben, die Einzelschifflösungen priorisieren, um Koordinationsrisiken im Zusammenhang mit mehreren Einheiten zu minimieren. Dieser Trend ist besonders in Südasien und Afrika ausgeprägt, wo die großmaßstäbliche Versorgungsbeschaffung zunehmend größere schwimmende Kraftwerke gegenüber modularen Ergänzungen bevorzugt. Bis Mai 2026 hatte die Flotte von Karpowership 8.500 MW über 45 Schiffe überschritten und damit die kommerzielle Tragfähigkeit von Großeinsätzen demonstriert. Unterdessen bleibt der Bereich ≤ 50 MW für Notfallreserven und Kleinstinselanwendungen bedeutsam, während der Bereich 201–400 MW weiterhin Bergbaubetriebe, Offshore-Ölfeld-Versorgung und abgelegene Industriestromversorgung bedient, wo mittelgroße Schiffe aufgrund von Kraftstofflogistik und Netzaufnahmeüberlegungen vorteilhaft sind.

Nach Anwendung: Grundlastversorgung hält den Kern, während die Notfallnachfrage schneller wächst

Die Grundlastversorgung machte im Jahr 2025 52,4 % des Marktes für schwimmende LNG-Kraftwerke aus, was darauf hindeutet, dass diese Anlagen in erster Linie als primäre Netzkapazität und nicht für kurzfristige Reserven genutzt werden. Diese Dominanz ist auf langfristige Stromabnahmeverträge mit einer Laufzeit von 5–25 Jahren zurückzuführen, die die für die Projektfinanzierung und Schiffsumrüstungsökonomie erforderliche Umsatztransparenz bieten. Infolgedessen bleibt die Grundlast die stabilste Anwendung im Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke, insbesondere in Systemen, in denen intermittierende erneuerbare Energien die thermische Versorgung auf Versorgungsmaßstab noch nicht ersetzen können. Dies erklärt auch die anhaltende Attraktivität der integrierten LNG-Aufnahme und Stromerzeugung in Ländern mit unterentwickelter onshore Gasinfrastruktur.

Das Segment Notfall- und Katastrophenhilfe wird voraussichtlich mit einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 6,2 % bis 2031 wachsen und ist damit die am schnellsten wachsende Anwendung. So verdeutlicht die Verlängerung des Karpowership-Vertrags durch Guyana im März 2026 im Wert von nahezu 235.000 USD pro Tag, wie kurzfristige Notfallabhängigkeit sich verlängern kann, wenn onshore Gasprojekte wiederholt verzögert werden. Spitzenlast bleibt ebenfalls eine bedeutende Nische, insbesondere in Netzen, in denen die Solarstromerzeugung tagsüber eine Delle vor dem abendlichen Nachfrageanstieg erzeugt und einen schnellstartenden thermischen Support erfordert. Darüber hinaus unterscheidet der Bericht LNG-Schwimmanlagen von Dieselaggregatlösungen, da LNG-Schiffe mit bordeigener Regasifizierung eine versorgungsmaßstäbliche Versorgung über Wochen aufrechterhalten können, während herkömmliche Notfallaggregate typischerweise nur 3–7 Tage Kraftstoffautonomie bieten.

Nach Endnutzer: Versorgungsunternehmen bleiben dominant, während Rechenzentrums-Verträge eine höherwachsende Nische eröffnen

Versorgungsunternehmen und unabhängige Stromerzeuger (IPPs) hielten im Jahr 2025 einen Marktanteil von 48,7 % und behaupteten ihre Position als größte Endnutzergruppe im Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke. Diese Dominanz ist auf staatlich gestützte Abnahmestrukturen zurückzuführen, die in Regionen wie Subsahara-Afrika, Südostasien und Südamerika verbreitet sind, wo staatliche Einrichtungen oder regulierte Versorgungsunternehmen weiterhin den Netzzugang und die Auktionsrahmen beeinflussen. Industrienutzer, einschließlich solcher aus dem Bergbau, Öl und Gas sowie der Entsalzung, stellen das nächste bedeutende Nachfragesegment dar. Diese Branchen sind auf schwimmende LNG-Kraftwerksschiffe angewiesen, da die Diesellogistikkosten hoch sind und der Zugang zur Übertragungsinfrastruktur in abgelegenen Standorten begrenzt ist. Folglich bleibt der Markt stark auf öffentliche oder quasi-öffentliche Beschaffung angewiesen, um Skalierung zu erreichen, auch wenn gewerbliche Nutzer die Nachfragebasis schrittweise erweitern.

Das Segment Gewerbe und Rechenzentren ist die am schnellsten wachsende Endnutzergruppe mit einer prognostizierten durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 7,1 % bis 2031. Regulatorische Entwicklungen, wie Singapurs Mandat, das neue oder umgerüstete Gaskraftwerke verpflichtet, mindestens 30 % wasserstoffkompatibel nach Volumen zu sein, und Vereinbarungen wie das Memorandum of Understanding (MOU) von Bridge Data Centres vom März 2026 mit Concord New Energy für pontonbasierte Stromversorgung, verdeutlichen den Wandel schwimmender Stromlösungen in anspruchsvollere kommerzielle Umgebungen. Im Gegensatz zu Versorgungsstromabnahmeverträgen bedienen Verträge in diesem Segment Hyperscaler, die mindestens 99,99 % Verfügbarkeit, strengere Spannungsqualität und kürzere Vertragslaufzeiten fordern. Diese Anforderungen beeinflussen sowohl das Schiffsdesign als auch die Servicestrukturen. Betreiber, die diese Bedingungen erfüllen können, sind positioniert, um im Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke eine Prämie zu erzielen, indem sie Zuverlässigkeit und schnellen Einsatz zusätzlich zur Stromerzeugungskapazität anbieten.

Geografische Analyse

Asien-Pazifik machte im Jahr 2025 36,1 % des Marktanteils für schwimmende LNG-Kraftwerke aus und ist damit die größte regionale Basis für die aktuelle Nachfrage. Die Region profitiert von einer Kombination aus Inselstrombedarf, dichten küstennahen Lastzentren und einer ausgereiften LNG-Lieferkette in Ländern wie Indonesien, Malaysia, Japan und Südkorea. Indonesien bleibt ein Schlüsselmarkt, wobei PLN EPI im März 2025 ein kleinskaliges LNG-Programm im Wert von 1,5 Milliarden USD zur Unterstützung von 41 Inselkraftwerken startete. Eine begutachtete Analyse hob hervor, dass integrierte FSRPP-Strukturen die Kosten senken, indem sie ein Lieferkettenglied eliminieren, das 30–40 % des gelieferten Gaspreises ausmachen kann, wenn Anlagen getrennt werden. Darüber hinaus expandiert die Region über etablierte Märkte hinaus, wie das Haiphong-FSRU-Projekt in Vietnam und JERAs vorgeschlagenes Hawaii-FSRU-verknüpftes Programm zeigen, was belegt, dass Asien-Pazifik-Expertise in benachbarte Inselstromkorridore exportiert wird.

Der Nahe Osten und Afrika werden voraussichtlich bis 2031 mit einer CAGR von 4,6 % wachsen und sind damit die am schnellsten expandierende Region im Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke. Dieses Wachstum wird durch die Prognose der Afrikanischen Energiekammer gestützt, dass die Erdgasnachfrage in Afrika bis 2050 um 60 % steigen wird. Das Dakar-Projekt in Senegal exemplifiziert diesen Trend mit einem integrierten 335-MW-LNG-zu-Strom-System, das bis zu 25 % des nationalen Bedarfs ohne onshore Gasinfrastruktur decken kann. Ägypten festigt seine Rolle als schwimmender Gashub weiter, wobei Höegh Evis 10-Jahres-Charter für die Hoegh Gandria voraussichtlich ab dem vierten Quartal 2026 bis zu 1.000 mmscfd Spitzen-Regasifizierungskapazität am Hafen von Sumed hinzufügen wird. Ebenso unterstreicht Jordaniens Entscheidung vom Mai 2026, eine neue FSRU für Aqaba zu leasen, die wachsende Abhängigkeit von schwimmender Regasifizierung als Standardkomponente der Netzgasversorgungssicherheit in der Region.

Während Europa und Amerika derzeit kleinere Märkte in Bezug auf die Größenordnung darstellen, bleiben sie für den Markt für schwimmende LNG-Kraftwerke strategisch bedeutsam. Diese Regionen kombinieren Reservestrombedarfe, Gasversorgungssicherheitsbedenken und selektive Großkapazitätsbeschaffung. In Brasilien wurden bei der Reservekapazitätsauktion 2026 nahezu 8,5 GW LNG-befeuerte Wärmekapazität vergeben, was geschätzte 48 Milliarden BRL (9,6 Milliarden USD) an Investitionen zur Unterstützung neuer oder erweiterter FSRU-Infrastruktur in mehreren Bundesstaaten anzog. In Amerika verdeutlichen Mexikos Yucatán-Einsatz und JERAs Hawaii-Vorschlag Chancen sowohl in Frontier- als auch in regulierten Systemen, in denen dispatchbare Leistung erforderlich ist, bevor die onshore Infrastruktur betriebsbereit wird. In Europa bleibt die Versorgungssicherheit eine Priorität, wobei die LNG-Produktion aus dem Kongo Anfang 2026 3 Millionen Tonnen pro Jahr erreichte und eine zusätzliche schwimmende Versorgungsquelle für Versorgungsunternehmen bereitstellt, die ihre Abhängigkeit von russischem Gas reduzieren wollen.