Erdgas-Marktgröße und -Marktanteil – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Globale Erdgasmarkttrends und Erkenntnisse

Ausbau der LNG-Importinfrastruktur im Asien-Pazifik-Raum: Kapazitätswettbewerb prägt die regionale Nachfrage

Die LNG-Importinfrastruktur im Asien-Pazifik-Raum erweitert die Basis für den regionalen Gasverbrauch. Im Jahr 2025 nahmen 20 LNG-Importprojekte in 13 Märkten den Betrieb auf, und Asien verzeichnete 22,2 Millionen Tonnen pro Jahr an neuer Regasifizierungskapazität^{[1]International Gas Union, "World LNG Report 2026," International Gas Union, igu.org.}. China fügte 15,1 Millionen Tonnen pro Jahr an Kapazität hinzu, während Indien 52,5 Millionen Tonnen pro Jahr erreichte und zum viertgrößten LNG-Regasifizierungsmarkt wurde. Gas Malaysia, Tokyo Gas und VTTI unterzeichneten im Juni 2026 eine Entwicklungsvereinbarung für eine schwimmende Speicher- und Regasifizierungseinheit mit 6 Millionen Tonnen pro Jahr in Kedah, Malaysia^{[2]Gas Malaysia Berhad, "Gas Malaysia Advances Strategic LNG Infrastructure in Northern Peninsular with Tokyo Gas and VTTI," Gas Malaysia Berhad, gasmalaysia.com.}. Diese Terminals fördern einen Mindestdurchsatz, da Regasifizierungsanlagen Fixkosten tragen und langfristige Versorgungsvereinbarungen erfordern. Der Erdgasmarkt gewinnt eine dauerhaftere LNG-Nachfragebasis, wenn Versorgungsunternehmen Importkapazitäten hinzufügen und zertifizierte Versorgung für die langfristige Nutzung aushandeln.

Gaskraftwerksflexibilität für Netze mit hohem Anteil erneuerbarer Energien: Vom Grundlastbetrieb zum Netzanker

Gaskraftwerke werden zunehmend zur Netzunterstützung eingesetzt und nicht nur zur Grundlastversorgung. Die in den USA in Entwicklung oder Planung befindliche Gaskraftwerkskapazität hat sich im Jahr 2025 auf 252 GW mehr als verdreifacht, da sich die Energiesysteme auf Kohlekraftwerksabschaltungen und steigende erneuerbare Energieerzeugung vorbereiteten. GE Vernova hat eine Gasturbinen-Synchronkondensatorkonfiguration demonstriert, die Netzstabilität bietet, ohne Strom zu erzeugen^{[3]GE Vernova, "Synchronicity: In Sunbelt States, Gas Turbines and Solar Power Are Being Used Together in an Entirely Original Way," GE Vernova News, gevernova.com.}. Das Gasmotor-Kraftwerk von Tornion Voima nahm im April 2026 in Finnland den kommerziellen Betrieb als schnell reagierende Ausgleichskapazität für ein Netz mit hohem Anteil erneuerbarer Energien auf. Siemens Energy verpflichtete sich im Jahr 2026 zu einer Investition von 1 Milliarde USD, um die US-amerikanische Gasturbinen-Fertigungskapazität zu erweitern, was die anhaltende Nachfrage nach flexiblen Stromerzeugungsanlagen zeigt. Diese Rolle stützt den Erdgasmarkt, in dem erneuerbare Energien Ressourcen erfordern, die schnell auf sich ändernde Last- und Erzeugungsbedingungen reagieren können.

Strombedarf von Rechenzentren und KI: Gasversorgung hinter dem Zähler schafft eine neue Nachfrageklasse

Das Wachstum von Rechenzentren schafft eine neue Quelle der Gasnachfrage für die Stromerzeugung vor Ort. Mehr als ein Drittel des Wachstums der US-amerikanischen Gaskraftwerkskapazitätsentwicklung im Jahr 2025 war mit der Stromversorgung von Rechenzentren verbunden. Cleanview identifizierte Projekte hinter dem Zähler mit einer Kapazität von 50 GW, wobei 90 % dieser Projekte im Jahr 2025 angekündigt wurden. Das Berkeley Lab erwartet, dass der Strombedarf von Rechenzentren bis 2029 um 74 GW auf 132 GW steigen wird und bis zu 12 % des US-amerikanischen Verbrauchs erreichen könnte. Lange Warteschlangen für die Netzanbindung veranlassen Betreiber, auf direkte Stromerzeugung zu setzen, anstatt auf neue Netzanschlüsse zu warten. Der Erdgasmarkt könnte in den US-amerikanischen Förderregionen einer engeren Einspeisegasnachfrage ausgesetzt sein, wenn langlebige Rechenzentrumsanlagen auf gasbefeuerte Stromerzeugung angewiesen sind.

Zielflexible LNG-Vertragsgestaltung: Spothandel verändert die Preisbildung

Zielflexible LNG-Verträge verändern die Reaktion der Käufer auf Versorgungsunterbrechungen. Zielfreie Verträge machen fast die Hälfte der vertraglich vereinbarten LNG-Mengen aus, unterstützt durch an den US-amerikanischen Henry Hub gekoppelte Vereinbarungen. Während der frühen Hormuz-Unterbrechung im Jahr 2026 wurden 40 % der globalen LNG-Mengen auf Spot-Basis gehandelt, um den unmittelbaren Preiseffekt zu begrenzen. Die US-amerikanischen LNG-Exporte erreichten im ersten Halbjahr 2026 32,15 Millionen Tonnen, ein Anstieg von 28 % gegenüber dem Vorjahr. Flexible Portfolios können kurzfristige Käufe mit langfristigen Vereinbarungen kombinieren und Ladungen dorthin umleiten, wo sie benötigt werden. Der Erdgasmarkt reagiert zunehmend besser auf Unterbrechungen, obwohl Käufer weiterhin höheren Spotpreisen ausgesetzt sind, wenn das Angebot konzentriert ist.

Substitution durch erneuerbare Energien, Speicher und Wasserkraft: Wettbewerb um den Grundlastbereich

Erneuerbare Energien, Speicher und Wasserkraft reduzieren die Gasnachfrage am deutlichsten in reifen Energiesystemen. Die installierte erneuerbare Kapazität in den USA soll bis April 2027 die gasbefeuerte Kapazität übertreffen, während die Photovoltaik im Versorgungsmaßstab im ersten Quartal 2026 um 23,9 % gegenüber dem Vorjahr wuchs^{[4]International Energy Agency, "Gas Market Report, Q1-2026," International Energy Agency, iea.org.}. Die globale Langzeitspeicherkapazität für Energie stieg im Jahr 2025 um 49 % und verstärkte den Wettbewerb um Spitzenlast- und Ausgleichsnachfrage. Die Internationale Energieagentur erwartet, dass die europäische Gasnachfrage im Jahr 2026 um 2 % sinken wird, da der Ausbau erneuerbarer Energien und Effizienzmaßnahmen fortgesetzt werden. Batteriesysteme konkurrieren mit Gaskraftwerken, da beide Flexibilitäts- und Spitzenlastfunktionen erfüllen. Dieses Hemmnis begrenzt den Erdgasmarkt in den OECD-Energiesektoren, auch wenn die Nachfrage in Schwellenländern weiter wächst.

LNG-Preisvolatilität und Erschwinglichkeitsbeschränkungen: Schocks am Spotmarkt verdrängen preissensible Nachfrage

LNG-Preisvolatilität kann den Gaseinsatz bei preissensiblen Käufern einschränken. Der JKM-Spotpreis erreichte im April 2026 18 USD/MMBtu nach einer Versorgungsunterbrechung im Nahen Osten. China reduzierte seine LNG-Importe im Jahr 2025 um 10,6 %, während die inländische Gasproduktion um 15 Milliarden Kubikmeter stieg und die Pipeline-Importe zunahmen. Höhere LNG-Preise können in Süd- und Südostasien die Substitution durch Kohle und Öl fördern und geplante Umstellungen von Kohle auf Gas verzögern. Pipeline-, Speicher- und Regasifizierungsengpässe können diesen Effekt verstärken, indem sie die Lieferung einschränken, selbst wenn das Angebot verfügbar ist. Der Erdgasmarkt bleibt exponiert, wenn Importeure hohe Spotpreise nicht absorbieren oder schnell eine alternative Versorgung sichern können.

*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 Quelle: Unkonventionelles Wachstum verändert die Versorgungslandkarte

Konventionelles Gas hielt im Jahr 2025 67,1 % der Produktionsmengen und behielt damit den größten Marktanteil am Erdgasmarkt durch etablierte Felder im Persischen Golf, in der Nordsee und in Sibirien. Unkonventionelles Gas soll von 2026 bis 2031 mit einer CAGR von 3,2 % wachsen, was über der Gesamtrate liegt. Die vermarktete US-amerikanische Gasproduktion soll im Jahr 2026 122,5 Milliarden Kubikfuß pro Tag erreichen und damit den Rekord von 118,5 Milliarden Kubikfuß pro Tag aus dem Jahr 2025 übertreffen. Das Permian-Becken und der Haynesville-Schiefer sollen den größten Teil des inkrementellen US-amerikanischen Outputs liefern. Die Haynesville-Produktion stieg im ersten Halbjahr 2026 um 7 % gegenüber dem Vorjahr, unterstützt durch den Zugang zu LNG-Terminals an der Golfküste. LNG-Verflüssigungserweiterungen schaffen Nachfragesignale, die Bohrungen auch dann fördern können, wenn die inländischen Preise schwach sind.

China fügte im Jahr 2025 15 Milliarden Kubikmeter unkonventioneller Produktion hinzu und reduzierte damit die Importabhängigkeit am Rand. Saudi-Arabiens Jafurah-Entwicklung soll bis 2030 bis zu 350.000 Barrel pro Tag an Rohölverbrauch in der inländischen Stromerzeugung ersetzen. Die EU-Verordnung über Methanemissionen erhöht die Bedeutung der Methanleistung bei der Versorgungsbeschaffung. Die MiQ-Zertifizierung deckte im Jahr 2026 mehr als 5 % des globalen Angebots und über 20 % der US-amerikanischen Produktion ab, was differenzierte Beschaffungsbedingungen unterstützt. Angebot mit niedrigerem Methangehalt kann von Käufern, die Importstandards unterliegen, stärker berücksichtigt werden. Diese Bedingungen stellen unkonventionelle Produktion in den Mittelpunkt des Versorgungswachstums und der Anforderungen an die Umweltleistung in der Erdgasbranche.

Nach Endverbraucher: Geografien bestimmen, welche Endverbraucher führen

Die Stromerzeugung machte im Jahr 2025 37,3 % des Erdgasendverbrauchs aus und hatte damit den größten Anteil an der Erdgasmarktgröße nach Endverbraucher. Transport ist das am schnellsten wachsende Endverbrauchersegment mit einer prognostizierten CAGR von 5,3 % bis 2031. Erdgasfahrzeuge mit Druckerdgas machten im Jahr 2026 71 % der weltweiten Erdgasfahrzeugverkäufe aus, während Flüssigerdgas im Fernlastverkehr zunehmend eingesetzt wird, wo die Kraftstoffdichte wichtig ist. Staatlich geförderte Stadtgasverteilung unterstützt die Fahrzeugakzeptanz in Indien. LNG-Korridore in Europa und China unterstützen ebenfalls Anwendungen im Schwerlastverkehr. Diese Muster machen den Transport zu einer kleineren, aber schneller wachsenden Quelle der Gasnachfrage.

Der industrielle Einsatz ist die zweitgrößte Endverbraucherkategorie und ist eng mit der gasintensiven Produktion im Nahen Osten und in Asien verbunden. Industrie- und Düngemittelaktivitäten machten 20 % bis 25 % des nationalen Gasverbrauchs Ägyptens aus, und das Land suchte über mehrjährige Versorgungsvereinbarungen 15 bis 18 LNG-Ladungen pro Monat. Die Wohn- und Gewerbenachfrage bleibt in Europa und Nordamerika bedeutend, da Heizsysteme bereits installiert sind. Effizienzvorschriften und Wärmepumpenrichtlinien reduzieren die Nachfrage in diesen reifen Märkten zunehmend. Die Internationale Energieagentur erwartet, dass die Gasnachfrage im Nahen Osten und in Afrika im Jahr 2026 um 3,5 % steigen wird, angetrieben durch Stromerzeugung und industriellen Einsatz. Das Nachfragewachstum verlagert sich daher in Richtung industrialisierender Regionen, während die reife Gebäudenachfrage einem Substitutionsdruck ausgesetzt ist.

Nach Form: Leitungsgas hält die Basis, LNG handelt die Marge

Leitungsgas hielt im Jahr 2025 67,2 % der Mengen und hatte damit den dominanten Anteil an der Erdgasmarktgröße nach Form. LNG soll bis 2031 mit einer CAGR von 3,3 % wachsen, da die Importkapazität in Asien zunimmt und der internationale Handel steigt. Die Internationale Energieagentur erwartet, dass die globale LNG-Produktion im Jahr 2026 um mehr als 40 Milliarden Kubikmeter steigen wird, wobei Nordamerika mehr als 85 % des inkrementellen Angebots bereitstellt. Europa hat seine Versorgungsanforderungen auf LNG umgelenkt, da russische Pipeline-Lieferungen weiterhin eingeschränkt sind. Diese Veränderung unterstützt eine strukturelle Basis für den globalen LNG-Handel. Pipeline-Systeme bleiben unverzichtbar, wo Festrouten-Infrastruktur Erzeugungs- und Verbrauchsregionen verbindet.

Die Druckerdgasnachfrage konzentriert sich auf Transport- und Stadtgasverteilungsnetze, insbesondere in Asien. LNG dient dem Fernlastverkehr und der Schiffsbunkerung, da es eine höhere Energiedichte bietet. Die Stromerzeugung hinter dem Zähler in Rechenzentren schafft ebenfalls neue Nachfrage nach leitungsgebundenem oder verdichtetem Gas an Industriestandorten. US-amerikanische Netzanschlussstandards und europäische Gasmarktreformen werden Versorgungsrouten und Investitionsentscheidungen beeinflussen. Regasifizierungskapazität bietet Flexibilität für Importländer, während Pipelines eine kostengünstigere Festrouten-Lieferung ermöglichen. Diese Formen dienen unterschiedlichen Anwendungen, sodass der Erdgasmarkt sowohl auf permanente Infrastruktur als auch auf flexiblen LNG-Handel angewiesen ist.

Geografische Analyse

Nordamerika hielt im Jahr 2025 27,4 % des globalen Verbrauchs und repräsentierte damit den größten regionalen Marktanteil am Erdgasmarkt. Die Vereinigten Staaten exportierten im ersten Halbjahr 2026 32,15 Millionen Tonnen LNG, 28 % mehr als im gleichen Zeitraum des Jahres 2025. Die vermarktete US-amerikanische Produktion soll im Jahr 2026 durchschnittlich 122,5 Milliarden Kubikfuß pro Tag betragen. Cheniere, Venture Global und Woodside treiben Kapazitätserweiterungen voran, die den Einspeisegasbedarf entlang der Golfküste erhöhen. Die INGAA Foundation schätzt, dass die US-amerikanischen und kanadischen Gassysteme bis 2052 mehr als 1 Billion USD an Midstream-Investitionen benötigen werden, einschließlich mindestens 37.000 Meilen an Übertragungspipelines. Das Wachstum erneuerbarer Energien kompensiert einen Teil der Export- und Rechenzentrumsachfrage, sodass der regionale Verbrauch im Jahr 2026 insgesamt stabil bleibt.

Europa ist nach der Reduzierung russischer Pipeline-Lieferungen stärker auf LNG-Importe angewiesen. Die EU-LNG-Importe stiegen im Jahr 2025 um 30 %, bzw. 32 Milliarden Kubikmeter, auf einen Rekordwert von 140 Milliarden Kubikmetern. Die Internationale Energieagentur erwartet, dass die europäische Gasnachfrage im Jahr 2026 um 2 % sinken wird, da erneuerbare Energien und Effizienzmaßnahmen zunehmen. Deutschlands schwimmende Regasifizierungskapazität wurde Ende 2025 nicht vollständig genutzt, was zeigt, dass der Infrastrukturausbau die Nachfrage zu den vorherrschenden Preisen übersteigen kann. Equinor und seine Partner verpflichteten sich zu mehr als 4 Milliarden NOK für eine Troll-Feldentwicklung, die 2028 mit der Produktion beginnen könnte. Das EU-Gaspaket und der Fit-for-55-Rahmen begrenzen die langfristige Perspektive für feste fossile Gasanlagen.

Asien-Pazifik ist der am schnellsten wachsende regionale Erdgasmarkt mit einer CAGR von 4,9 % bis 2031. Die Internationale Energieagentur erwartet, dass die regionale Gasnachfrage im Jahr 2026 um 4 % steigen und fast die Hälfte des globalen Nachfragewachstums ausmachen wird. China steigerte die inländische Produktion im Jahr 2025 um 15 Milliarden Kubikmeter und erhöhte die Power-of-Siberia-Importe um 10,1 %, während die LNG-Importe um 10,6 % sanken. CNOOC unterzeichnete ab 2026 eine 5-jährige LNG-Vereinbarung mit ADNOC und ergänzte damit die Versorgungsdiversifizierung. IndianOil erhielt die Genehmigung zur Erweiterung des Ennore-LNG-Terminals auf 10 Millionen Tonnen pro Jahr, was die anhaltenden Investitionen in Importkapazitäten belegt. Industrielle Expansion, Strombedarf und Regasifizierungsinvestitionen unterstützen die Rolle der Region als zentrale Quelle des inkrementellen Nachfragewachstums.