FLNG-Markt Größe und Anteil 2026-2035

FLNG-Marktgröße

Der globale FLNG-Markt wurde 2025 auf 3,4 Milliarden USD bewertet und soll bis 2035 voraussichtlich 8,7 Milliarden USD erreichen, was von 2026 bis 2035 einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 10,3 % entspricht. Laut dem aktuellen Bericht von Global Market Insights Inc. erreicht der Markt 2026 ein Volumen von 3,6 Milliarden USD, da der Durchsatz der schwimmenden Regasifizierung steigt und große Offshore-Verflüssigungsprojekte die Bauphase vorantreiben.

Im November 2025 waren acht FLNG-Projekte in Betrieb und verfügten über eine Verflüssigungskapazität von 16,7 Mtpa, während neun im Bau befindliche Einheiten weitere 20,6 Mtpa hinzufügen werden.^{[1]GECF-Sekretariat, „FLNG erweitert das globale LNG-Angebot, während schwimmende Projekte an Fahrt aufnehmen“, Forum der gasexportierenden Länder — gecf.org} Der Sektor deckt inzwischen zwei getrennte, jedoch miteinander verbundene Anforderungen ab: die Diversifizierung der Importe für gasverbrauchende Märkte und die Kommerzialisierung von Offshore-Reserven, die den Bau konventioneller Pipeline- und Onshore-LNG-Infrastrukturen nicht rechtfertigen.

Der Markt umfasst FSRUs, LNG-FPSO- und FLNG-Schiffe, auf Binnenschiffen basierende FLNG-Systeme sowie damit verbundene schwimmende Speicher- und Transportkapazitäten. Konventionelle landgestützte LNG-Exportanlagen und fest installierte Onshore-Regasifizierungsterminals sind ausgeschlossen, sofern sie nicht unmittelbar den Einsatz schwimmender Anlagen unterstützen. Die Marktschätzungen berücksichtigen aktive Anlagen, genehmigte Projekte, Schiffsumrüstungen, Engineering- und Bauaktivitäten, regionale Terminalanforderungen sowie langfristige Serviceverträge. Die Prognosen beziehen angekündigte Kapazitätserweiterungen, den Zeitplan der Projektentwicklung, das Wachstum des LNG-Handels, die Energieversorgungssicherheitspolitik und die verbesserte Wirtschaftlichkeit modularer Schiffsdesigns ein.

Wichtige Wachstumstreiber

Die Ausweitung des globalen LNG-Handels ist der wichtigste Wachstumstreiber. Die Internationale Energieagentur prognostiziert bis 2030 eine neue LNG-Exportkapazität von etwa 300 bcm/Jahr, wobei die Vereinigten Staaten und Katar 70 % des Gesamtvolumens ausmachen.^{[2]Redaktionsteam der IEA, „Gas 2025“, Internationale Energieagentur – iea.org}

Die weltweite LNG-Versorgung wuchs in den ersten drei Quartalen 2025 im Jahresvergleich um mehr als 5 % und wird 2026 voraussichtlich um weitere 7 % steigen. Die größere Exportverfügbarkeit schafft eine Nachfrage nach flexibler Importkapazität, insbesondere in Märkten, in denen die Entwicklung dauerhafter Terminals nicht mit den Zeitplänen zur Gewährleistung der Energiesicherheit Schritt halten kann.

Die Nutzung von FSRU hat sich beschleunigt, da europäische Abnehmer russische Pipeline-Lieferungen ersetzen und ihre LNG-Importwege diversifizieren. Die Europäische Union hat zwischen 2021 und 2025 ihre Importkapazität um 76 bcm/Jahr erweitert, größtenteils durch eine Rekordzahl von FSRU-Terminalinbetriebnahmen im Rahmen von REPowerEU.^{[3]Mitarbeiter der Europäischen Kommission, „REPowerEU: 4 Jahre später“, Europäische Kommission – energy.ec.europa.eu} Deutschland hat über die Deutsche Energy Terminal GmbH fünf FSRU-Terminals in Betrieb genommen, während Gaz-System in Polen das Terminal in Gdansk für ein zweites Schiff mit einer Kapazität von 6,1 bcm/Jahr erweitert hat. Die REPowerEU-Gasverordnung, die im Februar 2026 in Kraft tritt, schreibt den vollständigen Ausstieg aus russischen LNG-Importen bis Ende 2026 vor und unterstützt die anhaltende Nachfrage nach Infrastruktur zur Diversifizierung der Versorgung.

Schwimmende Infrastruktur ermöglicht zudem die Monetarisierung unerschlossener Offshore-Gasvorkommen. Kamerun, Mauretanien, Senegal und die Republik Kongo sind für ihre gesamte nationale LNG-Produktionskapazität auf FLNG angewiesen. Kumul Petroleum Holdings und Wison New Energies unterzeichneten im Oktober 2024 eine Vereinbarung zur Vorplanung vor der FEED-Phase für ein 1,5-Mtpa-Projekt zur Erschließung der Offshore-Felder Pandora und Uramu in Papua-Neuguinea.^{[4]Redaktionsteam von LNG Industry, „KPHL unterzeichnet FLNG-Vertrag über die FEED-Phase“, LNG Industry – lngindustry.com} Die kommerziellen Auswirkungen gehen über ein einzelnes Projekt hinaus: FLNG ermöglicht es Betreibern, Reserven zu erschließen, die andernfalls außerhalb des wirtschaftlich realisierbaren Bereichs einer LNG-Entwicklung an Land bleiben würden.

Modulare Designs und umbauorientierte Projekte verbessern die Wirtschaftlichkeit von FLNG. Vorgeschlagene FLNG-Projekte an der US-Golfküste kosten durchschnittlich etwa 1.054 USD je Tonne Verflüssigungskapazität, verglichen mit 2.114 USD je Tonne für Shells Prelude FLNG. Umbauprojekte, darunter Cameroon FLNG, haben Kosten von nahezu 500 USD je Tonne erreicht. Im Bau befindliche FLNG-Neubauprojekte weisen durchschnittlich eine Lieferzeit von 2,85 Jahren auf, verglichen mit 4,5 Jahren für vergleichbare LNG-Anlagen an Land.^{[5]Redaktionsteam des Energy Institute, „Die weltweite FLNG-Kapazität wird sich bis zum Ende des Jahrzehnts verdreifachen, während das LNG-Angebot 2026 voraussichtlich stark ansteigen wird“, Energy Institute – energyinst.org} Diese Fortschritte erhöhen die kommerzielle Relevanz mittelgroßer und verlegbarer Systeme in kostenbeschränkten Märkten.

Wichtigste Markthemmnisse

Große FLNG-Entwicklungen gehören weiterhin zu den kapitalintensivsten Energieprojekten. Für Coral Norte FLNG in Mosambik wird ein geschätzter Projektwert von 7,2 Milliarden USD veranschlagt, während Shells Prelude FLNG Kapitalzusagen von mehr als 12 Milliarden USD erforderte.^{[6]Redaktionsteam von Hydrocarbon Processing, „Technip Energies sichert Großauftrag für schwimmendes LNG-Projekt Coral Norte in Mosambik“, Hydrocarbon Processing – hydrocarbonprocessing.com} Ein Tiefwasser-Neubau kann vom endgültigen Investitionsbeschluss bis zur ersten LNG-Produktion fünf bis sieben Jahre erfordern. Diese Dauer führt zu einem erhöhten Risiko durch Finanzierungskosten, Rohstoffzyklen, Kapazitätsengpässe auf Werften und geopolitische Störungen. Kleinere Entwickler sind dem höchsten Risiko ausgesetzt, da verlängerte Zeitpläne ihre Fähigkeit übersteigen können, Kostensteigerungen oder Vertragsänderungen aufzufangen.

Regulatorische und ökologische Anforderungen stellen eine zweite Einschränkung dar. FLNG-Projekte unterliegen den Vorschriften des Flaggenstaats, des Hafenstaats und des Küstenstaats, wobei für die schwimmende Verflüssigung kein vollständig harmonisiertes internationales Regulierungsregime besteht. Projektspezifische Genehmigungsverfahren können die Entwicklungszeiträume um 12–24 Monate verlängern. Umweltprüfungen werden in Südostasien und Westafrika zunehmend anspruchsvoller, wo Methanmessungen, Begrenzungen des Abfackelns und Bewertungen mariner Ökosysteme die Projektplanung und die Reihenfolge der Genehmigungen beeinflussen können. Diese Anforderungen verhindern die Entwicklung nicht, machen regulatorische Kompetenz jedoch zu einem wesentlichen Wettbewerbsfaktor.

Die Auswirkungen der Prognosen sind richtungsweisend und nicht streng additiv. Sie spiegeln das Basiswachstum, den regionalen Mix, die Projektfinanzierung, den Zeitplan der Umsetzung sowie Wechselwirkungen zwischen Angebots-, politischen und infrastrukturellen Faktoren wider.

Segmentanalyse des FLNG-Marktes

Nach Anlage

Schwimmende Speicher- und Wiederverdampfungsanlagen

FSRUs entfielen 2025 auf 62,1 % des Marktumsatzes und werden voraussichtlich bis 2035 mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 8,6 % wachsen. Das Segment spiegelt den beschleunigten Ausbau von Importterminals in Europa nach der Unterbrechung der russischen Pipelineversorgung wider. Excelerate Energy nahm die FSRU *Excelsior* am deutschen Terminal Wilhelmshaven 2 im Mai 2025 in Betrieb und fügte eine jährliche Einspeisekapazität von bis zu 1,9 Milliarden Kubikmetern hinzu. FSRUs bedienen außerdem Märkte in Südasien und Ostafrika, in denen geringere Vorabinvestitionen und eine schnellere Bereitstellung eine Alternative zu festen Onshore-Terminals bieten. Ihr Wertversprechen basiert auf Schnelligkeit, Charterflexibilität und der Möglichkeit, Kapazitäten bei veränderten Importanforderungen an andere Standorte zu verlagern.

LNG-FPSO / FLNG

LNG-FPSO- und FLNG-Anlagen hielten 2025 einen Marktanteil von 31,5 % und werden voraussichtlich mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 13,0 % wachsen. Shells Prelude FLNG ist im Browse-Becken vor Australien in Betrieb und für eine Produktion von mehr als 3,5 Mtpa ausgelegt; die Nachspeisung aus dem Crux-Feld wird ab 2027 erwartet.^{[7]Shell Communications, „Schwimmendes LNG“, Shell – shell.com \[Ankündigung des Anbieters]} Enis Coral Sul FLNG ist im Rovuma-Becken vor Mosambik bei einer Wassertiefe von 2.000 Metern in Betrieb und belegt die Machbarkeit der schwimmenden Verflüssigung in ultratiefen Gewässern.^{[8]Eni Communications, „Coral-South-Projekt in Mosambik“, Eni – eni.com [Ankündigung des Anbieters]} Technip Energies, JGC Holdings und Samsung Heavy Industries führen dieses Projektmodell mit Coral Norte weiter. Mit zunehmender Wiederholbarkeit der Erfahrungen in Planung und Bau wird das Kostenlernen die Gruppe der Offshore-Reserven erweitern, die eine kommerzielle Entwicklung ermöglichen können.

Bargenbasierte FLNG-Anlagen

FLNG-Anlagen auf Binnenschiffen machten 2025 6,4 % des Umsatzes aus und werden mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 11,0 % wachsen. Das Segment richtet sich an Flachwasserfelder und kleinere Reserven, die keine speziell für die Tiefsee ausgelegten Schiffe auslasten können. Das Fast-LNG-Konzept von New Fortress Energy spiegelt die Entwicklung hin zu konfigurierbaren Verflüssigungssystemen mit kleinerem Platzbedarf wider.^{[9]Redaktion von Offshore Magazine, „FLNG-Designs entwickeln sich weiter, um den Marktanforderungen gerecht zu werden“, Offshore Magazine – offshore-mag.com} Das Cap-Lopez-Projekt von Perenco in Gabun, dessen Inbetriebnahme für 2026 vorgesehen ist, unterstreicht die Rolle schiffsbasierter Systeme bei der Kommerzialisierung von Gas in Westafrika. Niedrigere Investitionsausgaben und einfachere Verankerungslösungen verbessern die Realisierbarkeit, obwohl das Segment weiterhin durch einen geringeren Durchsatz und eine begrenztere Projektanwendbarkeit eingeschränkt ist.

Nach Kapazität

FLNG im kleinen Maßstab (bis zu 1 MTPA)

FLNG im kleinen Maßstab hielt 2025 einen Marktanteil von 15,7 % und wird voraussichtlich mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 5,6 % wachsen. Größere Anlagen profitieren zunehmend von niedrigeren Kosten pro Tonne, wodurch das relative Wachstum kleiner Anlagen begrenzt wird. Kleine Einheiten behalten jedoch eine Rolle in abgelegenen Feldern, Inselmärkten und Grenzbecken. Die geplante Anlage in Papua-Neuguinea mit einer Kapazität von 1,5 MTPA veranschaulicht das Marktpotenzial rund um die Schwelle für Anlagen im kleinen Maßstab, an der ein schwimmendes Projekt die Erschließung von Reserven ermöglichen kann, deren Volumen für eine konventionelle Exportinfrastruktur nicht ausreicht.

FLNG im mittleren Maßstab (1–3 MTPA)

FLNG im mittleren Maßstab entfiel 2025 auf 26,0 % des Marktumsatzes und wird mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 7,6 % wachsen. Diese Kategorie stellt ein Gleichgewicht zwischen Kapitaleffizienz und kommerziell relevanten Exportvolumina her, insbesondere wenn Umrüstungsprojekte die Investitionsausgaben auf unter 650 USD pro Tonne senken. Das Schiff MK II von Golar LNG, das derzeit auf der CIMC-Raffles-Werft umgerüstet wird, ist mit einem 20-jährigen Chartervertrag mit Southern Energy SA für die Vaca-Muerta-Ressourcen in Argentinien verbunden. Das Projekt zeigt, dass langfristige Charterstrukturen die schwimmende Verflüssigung im mittleren Maßstab in aufstrebenden Exportmärkten unterstützen können.

FLNG im großen Maßstab (über 3 MTPA)

FLNG im großen Maßstab hielt 2025 einen Marktanteil von 58,3 % und wird mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 12,2 % expandieren. Neun im Bau befindliche Einheiten werden 20,6 MTPA hinzufügen, wobei mehrere Projekte auf eine Inbetriebnahme zwischen 2027 und 2030 abzielen. Coral Norte, Delfin FLNG 1 und das vorgeschlagene Kanata-LNG-Projekt veranschaulichen die Konzentration der Investitionen auf größere Schiffe. Projekte im großen Maßstab konkurrieren zunehmend auf Basis der über die Lebensdauer nivellierten Kosten mit Onshore-LNG, wenn die Offshore-Entwicklung den Bedarf an Pipelines, Grundstückserwerb und fest installierten Anlagen reduziert.

Nach Anwendung

Verflüssigung und Produktion

Verflüssigung und Produktion machten 2025 31,5 % des Umsatzes aus und werden mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 12,9 % wachsen. Die Monetarisierung von Offshore-Reserven unterstützt Projekte in Mosambik, Papua-Neuguinea, Indonesien, Nigeria, Argentinien und den Vereinigten Staaten. Die Arbeiten von Technip Energies an Prelude und Coral Sul, gefolgt von Coral Norte, verdeutlichen den Wert spezialisierter EPCIC-Kompetenzen bei Tiefseeprojekten. Die geografische Vielfalt der Projektpipeline verringert die Abhängigkeit von einem einzelnen Gasbecken, doch die Anforderungen an die Umsetzung unterscheiden sich je nach Genehmigungsregime, Feedgas-Vereinbarung und Exportstruktur erheblich.

Wiederverdampfung

Die Wiederverdampfung hielt 2025 mit 61,1 % den größten Anwendungsanteil und wird voraussichtlich mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 8,3 % wachsen. Die Europäische Union erreichte bis 2025 eine LNG-Importkapazität von 242 Mrd. m³ pro Jahr, 76 Mrd. m³ mehr als 2021, wobei FSRUs den wichtigsten Mechanismus für eine schnelle Bereitstellung darstellten. Ägypten nahm im 3. Quartal 2025 eine weitere FSRU in Betrieb und trug damit zu LNG-Importen bei, die in den ersten neun Monaten des Jahres 2025 gegenüber dem Vorjahreszeitraum um mehr als 350 % stiegen. Der kommerzielle Wert des Segments liegt in seiner Fähigkeit, Kapazität bereitzustellen, während die Länder den Umfang und Standort einer dauerhaften Importinfrastruktur bestimmen.

Speicherung und Transport

Auf Lagerung und Transport entfielen 2025 7,4 % des Umsatzes; für diesen Bereich wird eine CAGR von 12,6 % erwartet. Schwimmende Lagereinheiten stellen flexible Kapazitäten bereit, wenn saisonale Nachfragespitzen den Durchsatz fester Terminals übersteigen. Sie sind auch in Südostasien und der Karibik als Übergangsanlagen relevant, bevor Onshore-Terminals gebaut werden. Da die Routenplanung für LNG-Ladungen komplexer wird, unterstützt die schwimmende Lagerung eine flexiblere Zeitplanung und Handelsstrategien mit mehreren Bestimmungsorten.

FLNG-Markt Regionalanalyse

Nordamerika

Nordamerika hielt 2025 einen Anteil von 11,0 % am weltweiten Umsatz und soll bis 2035 mit einer CAGR von 13,8 % wachsen. LNG-Projekte in den USA machen 2025 rund 85 % des zusätzlichen globalen Angebotswachstums aus, wobei Plaquemines LNG zu einem Anstieg der LNG-Exporte der USA um 9 % im Vorjahresvergleich beiträgt. Delfin Midstream erreichte im Juni 2026 für das 4,4-Mtpa-Projekt Delfin FLNG 1 eine positive endgültige Investitionsentscheidung (FID), unterstützt durch Vereinbarungen mit Vitol, Expand Energy, Centrica und Gunvor.^{[10]Redaktionsteam von Marine Log, „Delfin erhält eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) über 5 Mrd. USD für die Umsetzung des weltweit größten FLNG-Schiffs“, Marine Log – marinelog.com} In Kanada kündigten Hanwha Ocean und Kanata Clean Power eine Absichtserklärung (MoU) für ein geplantes Projekt im Wert von 15,7 Milliarden USD mit einer Kapazität von 12 Mtpa in der Nähe von Prince Rupert an. Die regionale Wachstumsperspektive hängt davon ab, die Wettbewerbsfähigkeit der Exporte aufrechtzuerhalten und gleichzeitig komplexe Offshore-Projekte termingerecht abzuschließen.

Europa

Auf Europa entfielen 2025 25,8 % des weltweiten Umsatzes; für die Region wird eine CAGR von 7,3 % erwartet. Deutschland nahm im Mai 2025 sein fünftes FSRU-Importterminal in Wilhelmshaven in Betrieb, während die Erweiterung in Gdansk in Polen eine zweite FSRU aufnehmen und die Kapazität auf 6,1 Mrd. m³/Jahr erhöhen wird. Die Anlage in Alexandroupolis in Griechenland erweitert die Regasifizierungskapazität um 6 Mrd. m³/Jahr und die LNG-Speicherkapazität um 185.000 m³. Die zentrale Einschränkung der Region ergibt sich aus dem Zusammenspiel von Investitionen in die Energieversorgungssicherheit, einer sich wandelnden Importpolitik und strengen Umweltanforderungen. Dennoch unterstützt die Frist für den Ausstieg aus russischem LNG die anhaltende Nachfrage nach diversifizierter Importkapazität.

Asien-Pazifik

Der asiatisch-pazifische Raum führte den Markt 2025 mit einem Anteil von 32,5 % an und soll mit einer CAGR von 9,8 % wachsen. Die Region verbindet operative Verflüssigungsanlagen in Australien und Malaysia mit einem strukturellen Wachstum der LNG-Nachfrage in China, Indien und Südostasien. Shells Prelude bleibt eine wichtige australische Anlage, während die PFLNG-Reihe von Petronas die Offshore-Produktionsbasis Malaysias unterstützt. Indonesien erweitert die Projektpipeline der Region durch die Vergabe eines Auftrags im Wert von 1 Milliarde USD durch Genting an Wison New Energies für die erste FLNG-Anlage des Landes in Westpapua. Die Größe der Region stellt einen Wettbewerbsvorteil dar, obwohl unterschiedliche Genehmigungsregelungen und Offshore-Umweltanforderungen die Projektumsetzung verlangsamen können.

Mittlerer Osten

Die Region Nahost und Afrika hielt 2025 einen Marktanteil von 22,0 % und wird mit einer CAGR von 12,0 % wachsen. Mosambik ist der regionale Anker: Coral Sul ist im Rovuma-Becken in Betrieb, während das Projekt Coral Norte mit einer Kapazität von 3,6 Mtpa die Gesamtproduktion Mosambiks nach der geplanten Inbetriebnahme 2028 voraussichtlich auf über 7 Mtpa steigern wird. Nigeria erteilte UTM Offshore Limited im September 2024 eine Lizenz für ein Projekt mit einer Kapazität von 2,8 Mtpa am OML 104. Kamerun, Mauretanien, Senegal und die Republik Kongo verdeutlichen die Bedeutung von FLNG für Länder, deren LNG-Produktion vollständig auf schwimmenden Anlagen basiert. Die Finanzierung, Umweltgenehmigungen und die Kapazitäten für Offshore-Dienstleistungen bleiben die wichtigsten Umsetzungshindernisse der Region.

Lateinamerika

Lateinamerika entfiel 2025 auf 8,8 % des weltweiten Umsatzes und wird mit einer CAGR von 10,3 % wachsen. Das Santos-Becken in Brasilien bietet eine potenzielle FLNG-Chance im Zusammenhang mit Begleitgas aus Búzios. Argentinien ist durch die Entscheidung von Golar LNG, die *Hilli Episeyo* im Rahmen eines 20-jährigen Chartervertrags mit Southern Energy SA umzusetzen, weiter vorangekommen. Das Projekt wird Schiefergas aus Vaca Muerta vermarkten und stellt den ersten FLNG-Einsatz im Südkegel dar. Das Wachstumspotenzial der Region hängt davon ab, verfügbare Ressourcen in Exportverträge, Finanzierungen und unterstützende Offshore-Infrastruktur zu überführen.

FLNG-Marktanteil und Wettbewerbslandschaft

Der Markt ist mäßig konzentriert. Excelerate Energy führte 2025 mit einem Marktanteil von 18,1 %, während Excelerate Energy, Höegh Evi, Technip Energies, Samsung Heavy Industries und Golar LNG Limited gemeinsam etwa 58 % des weltweiten Marktumsatzes auf sich vereinten.

Die führende Position von Excelerate Energy beruht auf der FSRU-Flotte, der Betriebskompetenz, dem technischen Management und langfristigen Wiederverdampfungsverträgen in Europa, Südasien und Nord- und Südamerika. Höegh Evi differenziert sich durch langfristige FSRU-Charterverträge mit staatlichen und Versorgungsunternehmen als Vertragspartnern und bietet dadurch über Zeiträume von 10 bis 20 Jahren eine hohe Umsatzvisibilität. Golar LNG konzentriert sich auf FLNG-Projekte auf Basis von Umrüstungen, darunter die *Hilli Episeyo* in Kamerun und die MK-II-Umrüstung für Argentinien, bei denen Flexibilität und die Bereitschaft, Projektrisiken zu übernehmen, höhere kommerzielle Renditen ermöglichen können.

Technip Energies, Samsung Heavy Industries und JGC Holdings sind im Bereich EPCIC und Schiffbau tätig. Ihre Arbeiten an Prelude, Coral Sul und Coral Norte vermitteln Erfahrung in der Konstruktion von Tiefwasserfahrzeugen, der kryogenen Integration und dem Bau von Oberseitenmodulen. Diese Kompetenz stellt eine erhebliche Eintrittsbarriere dar, da nur wenige Anbieter die technischen, finanziellen und terminlichen Anforderungen großer schwimmender Verflüssigungsprojekte bewältigen können.

Zu den wichtigsten im Markt tätigen Unternehmen gehören BW LNG, Baker Hughes, Delfin Midstream, Excelerate Energy, Exmar NV, Golar LNG Limited, Höegh Evi, HD Hyundai Heavy Industries, JGC Holdings, MISC Berhad, MOL (Mitsui O.S.K. Lines), McDermott International, New Fortress Energy, Samsung Heavy Industries, SBM Offshore, Seatrium, Technip Energies, UTM Offshore, Wison Offshore & Marine und Air Products.

Wison Offshore & Marine hat seine Position durch den Genting-Vertrag in Indonesien und die Vor-FEED-Arbeiten in Papua-Neuguinea gestärkt. Delfin Midstream und New Fortress Energy repräsentieren die US-amerikanische Entwicklungsgruppe. Baker Hughes und Air Products liefern Verflüssigungstechnologie und Prozessausrüstung, während SBM Offshore, BW LNG, MISC Berhad, Seatrium, McDermott International und Exmar NV zusätzliche Kompetenzen in den Bereichen Schifffahrt, Umrüstung und Offshore-Bau einbringen. Der Wettbewerb verlagert sich vom Eigentum an Schiffen hin zu einer integrierten Umsetzung: Unternehmen, die Engineering, Zugang zu Einsatzgas, langfristige Verträge und betriebliche Unterstützung miteinander verbinden können, werden die stärkste Position einnehmen.

Aktuelle Branchenentwicklungen

• Juni 2026: Delfin Midstream erreichte eine positive endgültige Investitionsentscheidung (FID) für Delfin FLNG 1, ein Projekt mit einer Kapazität von 4,4 Mtpa und Investitionsausgaben von 5 Milliarden USD, dessen erste LNG-Produktion für 2030 geplant ist. Zwei zusätzliche Schiffe könnten die Gesamtkapazität auf 13,2 Mtpa erhöhen. Die Entscheidung begründet die erste schwimmende Verflüssigungsanlage in US-Gewässern.
• Juni 2026: Hanwha Ocean unterzeichnete eine unverbindliche Absichtserklärung mit Kanata Clean Power & Climate Technologies für das geplante Kanata-LNG-Projekt nahe Prince Rupert in British Columbia. Das Projekt sieht eine Kapazität von bis zu 12 Mtpa bei geschätzten Kosten von 15,7 Milliarden USD vor. Der Vorschlag eröffnet eine potenzielle kanadische Exportroute für großmaßstäbliche FLNG-Projekte.
• Juni 2026: Technip Energies, JGC und Samsung Heavy Industries erhielten den EPCIC-Vertrag für Coral Norte FLNG in Mosambik. Das Projekt mit einer Kapazität von 3,6 Mtpa wird die Produktion des Coral Hub auf 7 Mtpa erhöhen und unterstreicht die Bedeutung etablierter EPCIC-Partnerschaften bei Großprojekten.
• Januar 2026: Eni und seine Partner ließen den Schiffsrumpf von Coral Norte FLNG in Südkorea zu Wasser, bevor die Integration der Oberseitenmodule begann. Dieser Meilenstein bringt Mosambiks zweite schwimmende LNG-Anlage ihrem erwarteten Produktionsstart im Jahr 2028 näher.