17.07.2026, 15:48 Uhr 7 Min
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Der Gaspreis in Deutschland wird künftig nicht mehr von Russland bestimmt - und trotz der großen Liefermengen auch nicht von Norwegen. Den entscheidenden Maßstab setzt nach Einschätzung von Uniper-Chef Michael Lewis vielmehr die Schiefergasproduktion in den USA. Damit hängt das langfristige Preisniveau auf dem deutschen Gasmarkt ausgerechnet an jenem Erdgas, das in den Vereinigten Staaten vor allem mithilfe von Fracking aus dichtem Gestein gelöst wird.
"Bestimmt wird der Gaspreis künftig durch die Grenzkosten der US-amerikanischen Schiefergas-Produktion", sagte Lewis in einem am Freitag veröffentlichten Interview mit der Welt. Der gebürtige Brite führt heute Deutschlands größten Gasimporteur und verantwortet die weltweite Gasbeschaffung des verstaatlichten Konzerns. Zugleich rechnet er damit, dass Gas langfristig deutlich teurer bleibt als vor dem russischen Angriff auf die Ukraine.
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Vor der Energiekrise kam ein großer Teil des deutschen Erdgases vergleichsweise günstig durch die Pipelines aus Russland, hauptsächlich über Nord Stream. Heute bezieht Deutschland vor allem Pipelinegas aus Norwegen und Flüssigerdgas über deutsche sowie benachbarte europäische LNG-Terminals.
Doch ausgerechnet das mengenmäßig kleinere LNG-Angebot kann darüber entscheiden, wie hoch der Preis auf dem gesamten Markt ausfällt. Warum ist das so und was bedeutet das für Deutschland?
Im Jahr 2025 stammten nach Angaben der Bundesnetzagentur 44 Prozent der deutschen Gasimporte aus Norwegen. Weitere große Mengen kamen über die Niederlande und Belgien, wobei sich dahinter ebenfalls norwegisches Gas oder zuvor in europäischen Häfen angelandetes LNG verbergen kann.
Direkt über deutsche LNG-Terminals wurden 2025 dagegen 106 Terawattstunden Erdgas importiert. Das entsprach lediglich 10,3 Prozent aller deutschen Gasimporte. Rund 96 Prozent dieser LNG-Mengen stammten allerdings aus den USA. Im ersten Halbjahr 2026 stieg der LNG-Anteil an den deutschen Importen nach Angaben der Bundesnetzagentur auf etwa zwölf Prozent.
Trotz dieses deutlich geringeren Anteils kann LNG den Preis vorgeben. Denn für den Markt ist nicht allein entscheidend, welcher Lieferant insgesamt die größte Menge bereitstellt. Ökonomen sprechen dabei von Grenzkosten. Gemeint sind die Kosten jener zusätzlichen Einheit, die gerade noch benötigt wird, um die Nachfrage vollständig zu decken. Ist Europa auf eine weitere Tankerladung LNG angewiesen, muss der Markt den Preis bezahlen, zu dem diese Lieferung verfügbar wird. Dieses höhere Preisniveau kann dann auch die übrigen Handelsgeschäfte beeinflussen.
Norwegisches Pipelinegas bildet damit einen großen, relativ stabilen Sockel der Versorgung. Den Preis für die darüber hinaus benötigten Mengen setzt aber zunehmend der internationale LNG-Markt.
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Hinzu kommt der entscheidende Nachteil von Norwegen: Das Land kann seine Lieferungen nicht kurzfristig und unbegrenzt ausweiten. Die Förderung hängt von bestehenden Feldern, Leitungen und verfügbaren Produktionskapazitäten ab.
Anders funktioniert der amerikanische Gasmarkt. Die Vereinigten Staaten verfügen über eine riesige Schiefergasindustrie, deren Förderung durch neue Fracking-Bohrungen vergleichsweise schnell ausgeweitet werden kann. Gleichzeitig treibt US-Präsident Donald Trump den Ausbau der amerikanischen LNG-Industrie mit Nachdruck voran. Bereits an seinem ersten Amtstag hob er die von seinem Vorgänger Joe Biden verhängte Pause für neue LNG-Exportgenehmigungen wieder auf und ließ Genehmigungsverfahren für neue Exportterminals beschleunigen.
Seitdem hat das US-Energieministerium unter anderem zusätzliche Genehmigungen oder Fristverlängerungen für Projekte wie Commonwealth LNG, Venture Globals CP2 LNG, Golden Pass LNG und Delfin LNG erteilt. Besonders das CP2-Projekt in Louisiana könnte künftig bis zu 3,96 Milliarden Kubikfuß LNG pro Tag exportieren und zählt zu den größten geplanten Exportanlagen weltweit.
Parallel gehen bereits genehmigte Großprojekte wie Plaquemines LNG von Venture Global sowie Erweiterungen von Corpus Christi LNG und Golden Pass LNG schrittweise in Betrieb. Damit wächst das amerikanische LNG-Angebot in den kommenden Jahren deutlich.
Die US-Energiebehörde EIA erwartet für 2026 und 2027 neue Rekorde bei der Erdgasproduktion. Zugleich sollen die LNG-Exporte der USA 2026 um rund 1,9 Milliarden Kubikfuß pro Tag auf durchschnittlich 17 Milliarden Kubikfuß pro Tag steigen. Für 2027 rechnet die Behörde mit einem weiteren Zuwachs um neun Prozent.
Was der Uniper-Chef zum amerikanischen Schiefergas allerdings nicht sagt: Gefördert wird dieses Erdgas überwiegend mithilfe von Hydraulic Fracturing, kurz Fracking. Das Gas ist in dichtem Gestein eingeschlossen. Beim Fracking werden Wasser, Sand und weitere Stoffe unter hohem Druck in das Gestein gepresst, sodass Risse entstehen und das Gas zum Bohrloch strömen kann.
Die Fracking-Revolution machte die USA innerhalb weniger Jahre zum weltweit größten LNG-Exporteur. Die Fördermethode ist allerdings umstritten. Kritiker verweisen unter anderem auf den Wasserverbrauch, mögliche Verunreinigungen, Methanemissionen und lokale Umweltfolgen. Auch der Transport per Tanker ist umweltschädlicher als mit einer Pipeline.
Auch auf europäischer Ebene wächst die Bedeutung der USA deutlich. Im ersten Quartal 2026 kamen 57,4 Prozent aller LNG-Importe der EU aus den USA. Russland lag mit 17,3 Prozent auf Platz zwei, Katar mit 6,6 Prozent auf Platz drei.
LNG insgesamt deckt inzwischen einen erheblichen Teil der Gasimporte der EU. Sein Anteil stieg nach Angaben der EU-Kommission von rund 20 Prozent im Jahr 2021 auf 45 Prozent im Jahr 2025. Norwegen blieb zugleich der wichtigste Lieferant von Pipelinegas.
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Ein weiterer Unterschied zu Pipelinegas liegt im globalen Wettbewerb. Norwegen ist über Leitungen fest mit Europa verbunden. Ein LNG-Tanker aus den USA kann dagegen grundsätzlich Europa, Asien oder andere Märkte ansteuern.
Steigen die Preise in Japan, China oder Südkorea, können flexible Ladungen dorthin umgeleitet werden, wie die Berliner Zeitung berichtete. Europa muss dann genügend zahlen, damit ein Verkäufer seine Ladung dennoch nach Rotterdam, Zeebrügge, Wilhelmshaven oder in einen anderen europäischen Hafen bringt.
Der europäische Gaspreis orientiert sich deshalb nicht nur an den Kosten der Förderung. Er muss auch mit den Preisen konkurrieren, die andere Weltregionen für dieselbe LNG-Ladung bieten.
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Für Verbraucher und Industrie ist vor allem Lewis' Preisprognose relevant. Der Uniper-Chef erwartet langfristig ein deutlich höheres Niveau als vor dem Ukraine-Krieg. Dazu passt auch, dass die EU ab 2027 komplett aus dem russischen Erdgas aussteigt. Das dürfte die Preise nochmals hochtreiben.
Das bedeutet nicht, dass sich die extremen Preise der Energiekrise dauerhaft wiederholen müssen. Das weltweite LNG-Angebot wächst. Allein 2026 sollen nach Angaben der EU-Kommission mehr als 50 Milliarden Kubikmeter zusätzliche LNG-Mengen auf den Weltmarkt kommen. Eine höhere Produktion kann Engpässe entschärfen und die Preise drücken.
Eine Rückkehr zum früheren deutschen Gasmodell ist damit jedoch nicht verbunden. Solange Europa zusätzliche Mengen als LNG auf dem Weltmarkt beschaffen muss, müssen die Preise zumindest zeitweise hoch genug sein, um Förderung, Verflüssigung und Transport wirtschaftlich zu machen. Genau deshalb geht Lewis davon aus, dass künftig nicht mehr russische Pipelines, sondern die Kosten amerikanischen Frackinggases den europäischen Gaspreis bestimmen werden.
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