LNG vs LPG: Die wichtigsten Unterschiede (Zusammensetzung, Lagerung, Verwendung und Marktrolle)

LNG und LPG definiert
LNG (liquefied natural gas) ist hauptsächlich Methan, das zur Reduzierung auf das flüssige Volumen für den Massentransport auf −162 °C gekühlt wird. LPG (liquefied petroleum gas) besteht aus Propan und/oder Butan, das bei Umgebungstemperaturen unter mäßigem Druck flüssig gehalten wird. Es handelt sich um unterschiedliche Brennstoffe mit verschiedenen Zusammensetzungen, Lageranforderungen, Märkten und sehr unterschiedlichen Preisdynamiken. Die Verwechslung ist verständlich – beide enthalten “verflüssigt” und “Gas” im Namen –, aber sie erfüllen völlig unterschiedliche Zwecke in den globalen Energieversorgungsketten.

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Inhaltsverzeichnis

1. Was ist LNG?
2. Was ist LPG?
3. Die wichtigsten Unterschiede auf einen Blick
4. Produktion und Herkunft
5. Lagerung und Transport: Warum dies für die Schifffahrt wichtig ist
6. Verwendung: Was wird mit dem jeweiligen Brennstoff betrieben?
7. LNG-Preisbenchmarks und der Spotmarkt
8. Der US LNG-Exportboom
9. LNG-Bunkering: IMO 2020 und Schiffstreibstoff
10. Häufig gestellte Fragen (FAQ)
11. Wichtige Erkenntnisse

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Was ist LNG?

LNG steht für liquefied natural gas (verflüssigtes Erdgas). Es ist Erdgas – hauptsächlich Methan (CH4), das gleiche Gas, das zum Heizen und Kochen verwendet wird –, das auf etwa −162 °C (−260 °F) gekühlt wurde. Dabei wird es flüssig und nimmt nur noch etwa 1/600 seines gasförmigen Volumens ein.

Diese Volumenreduzierung ist der entscheidende Punkt. Erdgaspipelines sind teuer und geografisch begrenzt – man kann Gas nicht über einen Ozean leiten. Durch die Verflüssigung kann man es auf ein spezialisiertes Schiff laden, überall auf die Welt transportieren und am Zielort wieder für die Nutzung in Pipelines regasifizieren.

LNG ist kein eigenständiger Brennstoff im Sinne von Diesel oder Benzin. Es ist Erdgas in einem transportfreundlichen Zustand. Am Zielterminal wird es wieder aufgewärmt (Regasifizierung) und in das Pipelinenetz eingespeist. Aus Sicht des Verbrauchers erhält er Erdgas – die LNG-Phase war lediglich ein Transportmechanismus.

Der globale LNG-Handel ist gewaltig. Im Jahr 2023 wurden etwa 404 Millionen Tonnen LNG international bewegt – damit ist es einer der größten Rohstoffmärkte der Welt nach Wert. Katar, Australien und die Vereinigten Staaten sind die drei größten Exporteure.

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Was ist LPG?

LPG steht für liquefied petroleum gas (Flüssiggas). Es ist eine Mischung aus Propan (C3H8) und Butan (C4H10) – schwerere Kohlenwasserstoffgase, die entweder aus der Erdgasverarbeitung oder aus der Erdölraffination gewonnen werden.

Im Gegensatz zu LNG benötigt LPG keine extreme Kälte, um flüssig zu bleiben. Bei Raumtemperatur reicht ein mäßiger Druck (etwa 8–20 bar, oder 115–290 psi) aus, um Propan flüssig zu halten. Butan verflüssigt sich bei noch geringerem Druck. Deshalb kann LPG in standardmäßigen Druckzylindern und Tanks gelagert werden – die bekannten Gasflaschen für Grills, Campingkocher und Heizungen in ländlichen Gebieten.

LPG ist ein eigenständiges Produkt und nicht einfach nur Erdgas in einem anderen Zustand. Propan und Butan haben andere Molekülstrukturen, andere Energieinhalte und andere Verwendungszwecke als Methan. Sie kommen natürlich in geringen Mengen in Erdgasströmen vor und werden bei der Gasverarbeitung abgetrennt; sie fallen zudem als Nebenprodukte bei der Erdölraffination an.

Der weltweite LPG-Handel beläuft sich auf etwa 120 Millionen Tonnen pro Jahr. Die Vereinigten Staaten, die riesige Mengen an Propan und Butan als Nebenprodukte ihrer Schiefergasoperationen im Perm-Becken und Marcellus-Schiefer produzieren, wurden ab Mitte der 2010er Jahre zum weltweit größten LPG-Exporteur.

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Die wichtigsten Unterschiede auf einen Blick

Merkmal	LNG	LPG
Hauptbestandteil	Methan (CH4)	Propan (C3H8) und/oder Butan (C4H10)
Verflüssigungsmethode	Kühlung auf −162 °C	Druckbeaufschlagung (mäßiger Druck)
Lagertemperatur	Kryogen (sehr kalt)	Umgebungstemperatur
Lagerdruck	Nahe atmosphärischem Druck	Unter Druck (8–20 bar)
Schiffstyp	LNG-Carrier (Kryo-Tanker)	LPG-Carrier (unter Druck/semi-gekühlt)
Hauptursprung	Erdgasfelder	Gasverarbeitungsanlagen; Ölraffinerien
Haupteinsatzgebiete	Stromerzeugung, Industrie, Stadtgas	Heizen, Kochen, Autogas, Petrochemie
Preisbenchmark	JKM, TTF, Henry Hub	Argus, Mont Belvieu Propan
Typischer Käufer	Versorgungsunternehmen, Gasverteiler	Privathaushalte, Autogas-Vertrieb, petrochemische Werke

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Produktion und Herkunft

LNG-Produktion

LNG beginnt an einem Erdgasfeld. Rohes Erdgas wird extrahiert, von Verunreinigungen (CO2, H2S, Wasser, Quecksilber) gereinigt und dann in einem LNG-Verflüssigungsterminal verflüssigt. Die Verflüssigung erfordert massive Kühlanlagen – von Gasturbinen angetriebene Kompressoren kühlen das Gas in mehreren Stufen bis auf −162 °C ab.

Wichtige LNG-Verflüssigungsterminals (sogenannte Verflüssigungslinien):
– Katar: North-Field-Erweiterung – das weltweit größte LNG-Projekt; Qatargas und RasGas
– Australien: APLNG, Gorgon, Wheatstone, Ichthys, Prelude (Shells Offshore-FLNG)
– Vereinigte Staaten: Sabine Pass (Cheniere), Corpus Christi (Cheniere), Freeport, Cove Point, Cameron
– Russland: Sakhalin-2, Yamal LNG, Arctic LNG 2 (nach 2022 sanktioniert)

LPG-Produktion

LPG wird auf zwei Wegen produziert:

1. Gasverarbeitung: Erdgas aus Bohrlöchern enthält neben Methan geringe Prozentsätze an Propan und Butan. Gasverarbeitungsanlagen trennen diese schwereren Komponenten für den Verkauf ab. Die US-Schiefergasproduktion (insbesondere Begleitgas aus Ölquellen im Perm-Becken) produziert auf diese Weise große Mengen LPG.

2. Ölraffination: Bei der Erdölraffination entstehen Propan und Butan als Nebenprodukte. Fluid Catalytic Cracking (FCC) und Hydrocracking-Anlagen erzeugen erhebliche Mengen an LPG. Raffinerien im Nahen Osten und an der US-Golfküste sind bedeutende LPG-Produzenten.

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Lagerung und Transport: Warum dies für die Schifffahrt wichtig ist

Die Lager- und Transportanforderungen von LNG und LPG unterscheiden sich so drastisch, dass sie völlig unterschiedliche Schiffsflotten, Terminalinfrastrukturen und Handhabungsverfahren erfordern.

LNG-Lagerung und -Schifffahrt

LNG muss bei −162 °C gehalten werden. LNG-Carrier sind isolierte kryogene Schiffe – die technisch komplexesten Schiffe auf See. Sie verwenden eine Doppelhüllenkonstruktion mit vakuumisolierten Innentanks (typischerweise Moss-Kugeltanks oder Membrantanks). Trotz Isolierung verdampft ständig eine kleine Menge LNG (sogenanntes “Boil-off-Gas”). Moderne LNG-Carrier nutzen dieses Boil-off als Schiffstreibstoff, anstatt es abzulassen.

LNG-Carrier reichen von etwa 70.000 m³ (kleine LNG-Carrier für kleinere Häfen) bis zu 266.000 m³ für die größten Q-Max-Schiffe, die nur katarische Exportterminals anlaufen. Ein Standard-LNG-Carrier fasst etwa 174.000 m³.

LNG-Importterminals erfordern Regasifizierungsanlagen – Wärmetauscher, die das LNG mit Meerwasser, Umgebungsluft oder durch Verbrennung wieder erwärmen – sowie Lagertanks und Pipelineanschlüsse. Der Bau dieser Terminals kostet Hunderte Millionen und die Genehmigungs- und Bauphase dauert Jahre.

LPG-Lagerung und -Schifffahrt

LPG-Schiffe sind unter Druck stehende oder semi-gekühlte Schiffe, die technisch weitaus einfacher sind als LNG-Carrier. Bei Umgebungstemperatur benötigt Propan nur einen mäßigen Überdruck (8–14 bar), um flüssig zu bleiben. Semi-gekühlte Schiffe transportieren LPG bei −50 °C (für Propan) oder −5 °C (für Butan) bei niedrigerem Druck, was die Anforderungen an die Rumpffestigkeit verringert.

Sehr große Gastanker (VLGCs) transportieren LPG in großen Mengen – bis zu 84.000 m³. Kleinere LPG-Carrier bedienen die regionale Verteilung. LPG kann zudem in standardmäßigen Drucktanks an Land gelagert werden, ohne die aufwendigen Isoliersysteme, die LNG erfordert.

Diese einfachere Lageranforderung bedeutet, dass LPG weltweit in deutlich mehr Häfen umgeschlagen werden kann, was es für Heiz- und Kochmärkte in Entwicklungsländern zugänglicher macht als LNG.

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Verwendung: Was wird mit dem jeweiligen Brennstoff betrieben?

LNG-Endanwendungen

Die primäre Endanwendung von LNG (nach der Regasifizierung) ist identisch mit der von Erdgaspipelines: Es betreibt dieselben Geräte und konkurriert mit denselben Brennstoffalternativen.

• Stromerzeugung: Gasturbinen und Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke, die Elektrizität erzeugen. Japan, Südkorea und Taiwan – Länder mit begrenztem inländischem Erdgas – importieren LNG zur Stromversorgung ihrer Netze.
• Industriebrennstoff: Stahl-, Zement-, Chemie-, Glas- und Lebensmittelindustrie nutzen Erdgas sowohl als Brennstoff als auch als chemischen Rohstoff.
• Stadtgas / Wohngebäudeheizung: Städtische Erdgassysteme in vielen Ländern werden teilweise oder vollständig mit importiertem LNG versorgt.
• LNG als Verkehrskraftstoff: Große Schiffe (Containerschiffe, Massengutfrachter, Kreuzfahrtschiffe) und einige schwere Lkw nutzen LNG als Kraftstoff, insbesondere nach den IMO 2020-Schwefelvorschriften (siehe unten).

LPG-Endanwendungen

LPG bedient völlig andere Märkte.

• Kochen und Heizen in Privathaushalten: LPG-Flaschen oder Tanks versorgen Haushalte ohne Zugang zu Erdgaspipelines – ein riesiger globaler Markt in ländlichen Gebieten Asiens, Afrikas und Lateinamerikas.
• Autogas: LPG (hauptsächlich Propan) wird in vielen Ländern als Fahrzeugkraftstoff verwendet. Die Türkei, Südkorea, Polen und Russland verfügen über bedeutende Autogas-Märkte.
• Petrochemie: Propan und Butan sind Rohstoffe für die Ethylen- und Propylenproduktion mittels Steamcrackern – Vorprodukte für die Kunststoffherstellung.
• Raffinerienutzung: Propan und Butan werden als Mischkomponenten in Benzin und als Brennstoff im Raffineriebetrieb verwendet.
• Industrielle Nutzung: LPG wird für industrielle Heizprozesse, Trennverfahren und Prozesswärme eingesetzt, wo ein tragbarer oder lagerfähiger Brennstoff benötigt wird.

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LNG-Preisbenchmarks und der Spotmarkt

Im Gegensatz zu Rohöl gibt es für LNG keinen einheitlichen Weltpreis. Regionale Preise spiegeln die lokalen Angebots- und Nachfragebedingungen wider, wobei es drei Hauptbenchmarks gibt:

JKM (Japan-Korea Marker)
Herausgegeben von S&P Global Commodity Insights (Platts), ist der JKM die Benchmark für LNG, das nach Japan und Südkorea geliefert wird – den weltweit zwei größten LNG-Importeuren. Er wird in USD pro MMBtu (Million British Thermal Units) notiert. JKM ist der liquideste LNG-Preis im asiatisch-pazifischen Raum und wird für Verträge in ganz Asien verwendet.

TTF (Title Transfer Facility)
TTF ist der niederländische Gas-Hub-Preis, die dominierende Benchmark für Erdgas und LNG in Europa. Obwohl technisch gesehen ein Erdgaspreis (für Gas, das in das niederländische Erdgasnetz geliefert wird), wird TTF als der faktische europäische LNG-Preis verwendet, da importiertes LNG auf dem europäischen Markt direkt mit Pipelinegas konkurriert. Notiert in EUR pro MWh.

Henry Hub
Henry Hub in Louisiana ist die NYMEX-Benchmark für US-Erdgas – der Preis am Bohrlochkopf, auf dem die Preisstruktur für einen Großteil der US-LNG-Exporte basiert. Viele US-LNG-Lieferverträge (langfristige Cheniere-Verträge mit asiatischen Käufern) werden auf Basis von Henry Hub plus fixen Verflüssigungs- und Transportkosten abgerechnet.

Historischer Preiskontext

In normalen Märkten vor 2021 bewegte sich der JKM in der Spanne von 4–10 USD/MMBtu. Nach dem russischen Einmarsch in die Ukraine im Februar 2022, der dazu führte, dass Europa händeringend nach LNG suchte, um russisches Pipelinegas zu ersetzen, stieg der TTF im August 2022 auf das Äquivalent von über 70 USD/MMBtu – ein beispielloses Niveau. Auch der JKM stieg stark an, da asiatische Käufer mit europäischen Käufern um verfügbare LNG-Ladungen konkurrierten. Bis 2024 kehrten die Preise in den Bereich von 10–15 USD/MMBtu zurück, blieben aber strukturell höher als vor 2021.

LPG-Preise werden hauptsächlich über Argus Media (Propan- und Butanbewertungen) und den Handelsplatz Mont Belvieu, Texas, für US-Propan und -Butan notiert. LPG-Märkte sind im Allgemeinen weniger globalisiert als LNG, mit stärkeren regionalen Preisschwankungen.

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Der US LNG-Exportboom

Die Vereinigten Staaten waren noch 2015 ein Netto-LNG-Importeur – sie gaben Milliarden für den Bau von Importterminals aus, um LNG aus dem Nahen Osten zu beziehen. Die Schiefergasrevolution kehrte dies vollständig um.

Die US-Schiefergasproduktion, vor allem aus dem Marcellus- (Pennsylvania, West Virginia) und Perm-Becken (Begleitgas, Texas), bescherte den USA einen enormen Überschuss an billigem Erdgas. Die Henry-Hub-Erdgaspreise fielen auf 2–4 USD/MMBtu – weit unter das, was europäische und asiatische Käufer für LNG aus Katar und Australien zahlten.

Die Arbitrage-Möglichkeit war gewaltig. Unternehmen begannen, LNG-Exportterminals zu bauen – im Grunde genommen Verflüssigungsanlagen, die an bestehende Importterminals oder auf neuen Standorten an der Golfküste errichtet wurden.

Wichtige US LNG-Exportterminals:

• Sabine Pass (Louisiana, Cheniere Energy): das erste US LNG-Exportterminal, in Betrieb seit 2016. Verfügt heute über sechs Verflüssigungslinien mit einer Gesamtkapazität von etwa 30 mtpa (Millionen Tonnen pro Jahr).
• Corpus Christi (Texas, Cheniere): drei Linien in Betrieb, weitere Linien in Bau.
• Freeport LNG (Texas): drei Linien, etwa 15 mtpa. Erlitt 2022 eine schwere Explosion und einen Brand, wodurch das Terminal fast ein Jahr lang außer Betrieb war.
• Cameron LNG (Louisiana): drei Linien, etwa 12 mtpa.
• Cove Point (Maryland, Dominion): eine Linie, etwa 5,25 mtpa.

Die USA wurden 2023 zum weltweit größten LNG-Exporteur und überholten Katar und Australien. Dies transformierte die amerikanischen Gasmärkte – die Henry-Hub-Preise sind heute sensibler für die globale LNG-Nachfrage als zuvor, und die USA haben sich als wichtiger Anbieter für europäische und asiatische Käufer etabliert.

Die Energiekrise durch den Russland-Ukraine-Krieg beschleunigte die europäische Nachfrage nach US-LNG enorm. Europa diversifizierte seine Versorgung weg vom russischen Pipelinegas (das vor 2022 etwa 40 % des europäischen Erdgases lieferte) hin zu LNG und Pipelinegas aus den USA, Katar und Norwegen. Neue schwimmende Speicher- und Regasifizierungseinheiten (FSRUs) wurden in Deutschland, Italien, den Niederlanden und Finnland schnell in Betrieb genommen, um LNG-Importe abzuwickeln.

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LNG-Bunkering: IMO 2020 und Schiffstreibstoff

Eine der am schnellsten wachsenden Anwendungen von LNG ist der Einsatz als Schiffstreibstoff – ein Markt, der als LNG-Bunkering bekannt ist.

IMO 2020 – die Schwefelobergrenze der International Maritime Organization, die am 1. Januar 2020 in Kraft trat – begrenzte den Schwefelgehalt von Schiffstreibstoff weltweit auf 0,5 % (und 0,1 % in ausgewiesenen Emissionsüberwachungsgebieten). Dies machte herkömmliches Schweröl (HFO) nicht mehr konform, es sei denn, Schiffe wurden mit Abgaswäschern (Scrubbern) nachgerüstet.

LNG enthält praktisch keinen Schwefel und erzeugt nur minimale Feinstaubemissionen. Als Schiffstreibstoff reduziert es zudem die NOx-Emissionen (Stickoxide) im Vergleich zu HFO erheblich. Für neue Schiffe, deren Eigner in keine Scrubber investieren und sich für zukünftige CO2-Regulierungen aufstellen wollen, war LNG ein attraktiver alternativer Brennstoff.

Zu den LNG-betriebenen Schiffen gehören heute große Containerschiffe (die Megaschiffe von CMA CGM, die LNG-betriebenen Schiffe von MSC), Kreuzfahrtschiffe (AIDA, MSC Cruises), Autotransporter und Fähren. Stand 2025 ist LNG gemessen an der Flottengröße der dominierende alternative Schiffstreibstoff, wenngleich Ammoniak und Methanol aufstrebende Wettbewerber für Neubauten sind, die die Compliance für die 2030er Jahre anstreben.

LNG-Bunkering-Infrastruktur – die Häfen und Schiffe, die LNG als Treibstoff bereitstellen – wächst, ist aber immer noch auf ausgewählte große Häfen beschränkt. Der Hafen von Rotterdam, Singapur, Zeebrugge und eine Handvoll anderer Hubs haben LNG-Bunkering-Betriebe etabliert. Kleinere Häfen können LNG-Bunkering oft nicht abwickeln, was die Möglichkeiten zum Auftanken für LNG-betriebene Schiffe einschränkt.

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Häufig gestellte Fragen (FAQ)

Können LNG und LPG im selben Tank gelagert werden?

Nein. Sie erfordern eine völlig unterschiedliche Infrastruktur. LNG benötigt kryogene Tanks, die Flüssigkeit bei −162 °C halten können, mit Vakuum- oder Schaumisolierung und Systemen zur Kontrolle des Boil-off-Gases. LPG benötigt Drucktanks, die für 8–20 bar bei Umgebungstemperatur ausgelegt sind. Die beiden Systeme sind inkompatibel und erfordern völlig separate Terminal- und Lagerinfrastrukturen.

Ist LPG billiger als LNG?

Sie bedienen unterschiedliche Märkte und sind pro Einheit nicht direkt vergleichbar. LPG (Propan) wird nach seinem Energiegehalt bewertet und konkurriert als Haushaltsbrennstoff mit Heizöl und Erdgas. LNG wird als Massenrohstoff für industrielle Käufer und Versorgungsunternehmen gehandelt. Auf Basis des Energiegehalts pro MMBtu ist LPG für große Industriekäufer im Allgemeinen teurer als LNG, aber die Zugänglichkeit von LPG (keine Pipelinenetze erforderlich) macht es für ländliche Haushalte, wo es der einzige praktische Ersatz für leitungsgebundene Energie ist, wettbewerbsfähig.

Konkurriert LNG irgendwo auf dem Markt mit LPG?

Am Rande, bei einigen Heiz- und Industrieanwendungen. In Ländern, in denen LPG die ländliche Wärmeversorgung dominiert (Teile Europas, Südostasiens), kann eine ausgeweitete LNG-Versorgung und -Infrastruktur LPG bei einigen gewerblichen Nutzungen ersetzen. Die primären Verbrauchermärkte sind jedoch weitgehend getrennt: LNG bedient Stromerzeuger, Stadtgasnetze und große Industriekunden; LPG bedient ländliche Haushalte, Autogas- und petrochemische Rohstoffmärkte.

Warum stiegen die europäischen LNG-Preise 2022 so dramatisch an?

Russland lieferte vor dem Einmarsch in die Ukraine 2022 etwa 40 % des EU-Erdgases über Pipelines (Nord Stream 1, Jamal-Pipeline, TurkStream). Als die EU Sanktionen verhängte und Russland die Lieferungen kürzte oder einstellte, musste Europa schnell eine enorme Gasmenge ersetzen. LNG war die einzige skalierbare Alternative, aber das globale LNG-Angebot ist kurzfristig relativ starr – man kann nicht schnell neue Verflüssigungsterminals bauen. Der Ansturm auf verfügbare LNG-Ladungen trieb die JKM- und TTF-Preise auf Rekordhöhen.

Was ist “LNG-Arbitrage” und warum ist sie für die Schifffahrt wichtig?

LNG-Arbitrage bezeichnet die Praxis, LNG-Ladungen dorthin umzuleiten, wo die Preisdifferenz die Transportkosten rechtfertigt. Wenn die asiatischen JKM-Preise 5 USD/MMBtu höher sind als der TTF plus die zusätzlichen Frachtkosten für die Umleitung von Europa nach Asien, wird ein Ladungseigentümer die Ladung nach Asien umleiten. Diese Arbitrage verknüpft regionale LNG-Preise miteinander, und der Schifffahrtsmarkt – speziell die Frachtraten für LNG-Carrier – ist der Mechanismus, der Preissignale zwischen Regionen überträgt. Wenn sich Arbitrage-Fenster öffnen, steigt die Nachfrage nach LNG-Carriern, was die Tagesraten für LNG-Schiffe in die Höhe treibt.

Gibt es einen globalen LNG-Terminmarkt?

Ja, aber er ist weniger liquide als Rohöl- oder europäische Gasmärkte. CME Group und ICE bieten LNG-Futures an, die an JKM und andere Benchmarks gekoppelt sind. Die Singapore Exchange (SGX) bietet JKM-gekoppelte Derivate an. Ein Großteil des LNG-Marktes operiert jedoch immer noch über langfristige Lieferverträge (15–20 Jahre), die historisch eher ölindexiert als hub-basiert waren. Der Markt hat sich allmählich auf mehr Spot- und Kurzfristhandel verlagert, mit zunehmender Verwendung von JKM und TTF als Preisreferenzen, aber die Transformation ist noch nicht abgeschlossen.

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Wichtige Erkenntnisse

• LNG ist verflüssigtes Erdgas – hauptsächlich Methan, das für den Seetransport auf −162 °C gekühlt und am Zielort wieder regasifiziert wird.
• LPG ist Flüssiggas – Propan und/oder Butan –, das bei mäßigem Druck und Umgebungstemperatur flüssig gehalten wird und für Heizung, Kochen, Autogas und in der Petrochemie verwendet wird.
• Der physikalische Hauptunterschied: LNG erfordert kryogene Lagerung (−162 °C); LPG erfordert lediglich Druckbeaufschlagung bei Umgebungstemperatur. Dies führt zu völlig unterschiedlichen Schiffstypen, Terminalinfrastrukturen und Handhabungskosten.
• LNG-Benchmarks sind JKM (Asien), TTF (Europa) und Henry Hub (USA) – regional differenzierte Preise, die die Kosten für den Transport von Gas per LNG-Carrier zwischen den Märkten widerspiegeln.
• Die US-Schiefergasrevolution machte die USA bis 2023 vom LNG-Importeur zum weltweit größten Exporteur, mit Terminals in Sabine Pass, Corpus Christi, Freeport, Cameron und Cove Point.
• Die Energiekrise durch den Russland-Ukraine-Krieg (2022) löste eine massive europäische Abkehr von russischem Pipelinegas hin zu importiertem LNG aus, was zu Rekordpreisen bei JKM und TTF führte und Investitionen in die europäische LNG-Importinfrastruktur beschleunigte.
• LNG-Bunkering – die Nutzung von LNG als Schiffstreibstoff – ist ein wachsender Markt, getrieben durch die IMO 2020-Schwefelvorschriften, mit Rotterdam, Singapur und Zeebrugge als führenden Hubs.
• LNG und LPG bedienen grundlegend verschiedene Märkte und sollten nicht verwechselt werden – das Verständnis darüber, von welchem Stoff die Rede ist, ist für die Rohstoff- und Schifffahrtsanalyse unerlässlich.

Weiterführende Lektüre

Um die in diesem Artikel behandelten Themen zu vertiefen, erkunden Sie diese verwandten Leitfäden: the broader family of hydrocarbon liquids separated during gas processing und how gas-fired generation links these fuels to power pricing.