Markt für LNG-Verflüssigungsstränge Größe und Anteil 2026-2035

Marktgröße für LNG-Verflüssigungszüge

Der Markt für LNG-Verflüssigungszüge wurde 2026 auf 14,8 Milliarden USD bewertet und soll bis 2035 voraussichtlich 27,4 Milliarden USD erreichen. Dies entspricht einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 7,1 % im Zeitraum von 2026 bis 2035. Laut dem aktuellen Bericht von Global Market Insights Inc. belief sich der Basiswert für 2025 auf 13,5 Milliarden USD.

Investitionen in Exportterminals in Nordamerika und im Nahen Osten bilden kurzfristig die Umsatzbasis, während Beschaffungsprogramme zur Energiesicherheit und emissionsärmere Zugkonzepte die Struktur der Projektausgaben verändern. Der Markt umfasst Verfahrenstechnologien, Kompressoren und Antriebssysteme, kryogene Wärmetauscher, EPC-Dienstleistungen, modulare Zugpakete sowie die zugehörige Verflüssigungsinfrastruktur für Onshore-, modulare und schwimmende Anlagen. Nicht enthalten sind nachgelagerte Regasifizierungsinfrastruktur und der Bau von LNG-Tankschiffen.

Die Marktschätzungen basieren auf einer Triangulation der angekündigten Projektkapazitäten, des Umfangs von Engineering und Ausrüstung, der EPC-Zusagen, der Technologieauswahl und der Entwicklungspipelines der Betreiber. Der Prognosezeitraum erstreckt sich von 2026 bis 2035. Der Wert für 2025 und die Schätzung für 2026 beziehen sich auf unterschiedliche Referenzjahre; die Wachstumsanalyse basiert auf dem Zeitraum 2026–2035.

Wichtigste Wachstumstreiber

Der globale LNG-Handel wächst weiter, da Importländer ihre Regasifizierungskapazitäten ausbauen und langfristige Beschaffungsvereinbarungen unterstützen.^{[1]International Energy Agency, "Gas Market Report," iea.org} Die Umstellung von Kohle auf Gas in Süd- und Südostasien sowie die Diversifizierung Europas weg von Pipeline-Lieferungen schaffen die kommerzielle Grundlage für neue Exportkapazitäten. LNG dient zudem als bedarfsgerecht einsetzbare Reserveversorgung, wenn die Erzeugung aus erneuerbaren Energien schwankt. Diese Nachfrage unterstützt Investitionen in vorgelagerte Verflüssigungsanlagen und nicht nur in die Infrastruktur auf der Importseite.

Großprojekte machen aus der absehbaren Nachfrage eine direkte Beschaffung von Verflüssigungszügen. Die Erweiterung des North Field durch QatarEnergy fügt über mehrere Ausbaustufen hinweg mehr als 48 MTPA an zusätzlichen Kapazitäten hinzu.^{[2]International Gas Union, "World LNG Report," igu.org} Das Projektportfolio von Sabine Pass, Corpus Christi und Venture Globals Plaquemines-Projekt verdeutlicht das Ausmaß der Aktivitäten an der US-Golfküste, während LNG Canada Phase 1, Ruwais LNG und geplante Entwicklungen in Mosambik die Investitionen auf zusätzliche Regionen verteilen.^{[3]U.S. Energy Information Administration, "U.S. LNG Export Capacity and Infrastructure," eia.gov} Die wesentlichere Veränderung besteht darin, dass Entwickler neben der nominalen Kapazität zunehmend auch die Umsetzungssicherheit bewerten.

Die energiepolitischen Maßnahmen zur Sicherung der Energieversorgung bilden die vertragliche Grundlage, die für den endgültigen Investitionsbeschluss (FID) erforderlich ist. REPowerEU strebt bis 2030 eine Reduzierung der Abhängigkeit von russischem Gas um zwei Drittel an, während Deutschlands Programm mit sechs FSRU die Dringlichkeit von Ersatzlieferungen verdeutlichte.^{[4]European Commission, "REPowerEU Plan," ec.europa.eu} Langfristige Verträge lenken Investitionen in die vorgelagerte Verflüssigung anschließend in Richtung der Liefermärkte. Die Technologie verstärkt diesen Kreislauf, da elektrifizierte Antriebe, optimierte Kältemittelkreisläufe, digitale Zwillinge, vorausschauende Wartung und fortschrittliche kryogene Wärmetauscher die Emissionen senken und die Verfügbarkeit verbessern. Elektrifizierte Konfigurationen können die CO₂-Intensität auf Anlagenebene je nach CO₂-Intensität des Stromnetzes um 15–30 % reduzieren.

Wichtigste Hemmnisse

Große Verflüssigungsprojekte erfordern kryogene Verarbeitungssysteme, Kältekompressoren, Turbinen, Speicheranlagen und unterstützende Infrastruktur. Benchmarks für die installierten Kosten von Greenfield-Projekten mit großen Verflüssigungszügen liegen zwischen 600 und mehr als 1.000 USD je Tonne und Jahr Kapazität.^{[5]World Bank, "Energy Sector Infrastructure Finance Data," worldbank.org} Einschränkungen in der Lieferkette, der Mangel an qualifizierten Arbeitskräften und steigende Rohstoffpreise erhöhen die erforderlichen Rückstellungen und verlängern die Zeit bis zur Investitionsfreigabe. Die Auswirkungen auf die Finanzierung sind erheblich: Eine Verzögerung bei der Beschaffung von Ausrüstung kann die gesamte FID-Abfolge verzögern, anstatt lediglich ein einzelnes Paket zu verschieben.

Die Einhaltung von Umweltvorschriften bringt eine zusätzliche technische Belastung mit sich. Die seit 2024 geltende EU-Methanverordnung legt Verpflichtungen zur Überwachung, Berichterstattung und Verifizierung von Methan fest, die LNG betreffen, das in europäische Märkte gelangt. Entwickler, die eine Abnahme in Europa anstreben, integrieren daher die Methanüberwachung, Elektrifizierung, Optionen zur CO₂-Abscheidung und die Emissionsdokumentation bereits in einer früheren Planungsphase. Diese Anforderungen können den langfristigen Marktzugang stärken, erhöhen jedoch kurzfristig die Investitionsausgaben und die Projektkomplexität.

Segmentanalyse des Marktes für LNG-Verflüssigungszüge

Nach Anlagentyp

Onshore-Baseload-Verflüssigungszüge machten 2025 55,9 % des Marktwerts aus und werden bis 2035 mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 6,7 % expandieren. Die AP-C3MR- und AP-X-Verfahren von Air Products sowie die Optimized-Cascade®-Konfiguration von ConocoPhillips bleiben für Exportterminals mit hohem Durchsatz von zentraler Bedeutung. Qatars North Field West umfasst modifizierte AP-C3MR-Verfahren und Vorkehrungen für eine teilweise Elektrifizierung, während Terminals an der US-Golfküste weiterhin Varianten von Optimized Cascade® einsetzen. Die von einem Joint Venture aus Technip Energies, JGC und NMDC Energy vergebene LNG-Entwicklung Ruwais von ADNOC mit 9,6 MTPA und zwei Verflüssigungszügen zeigt, wie eine Onshore-Baseload-Anlage zugleich zu einem Referenzprojekt für elektrischen Antrieb werden kann.^{[6]Oil & Gas Journal, "LNG Technology, Infrastructure and Project Finance," ogj.com}

Modulare Verflüssigungszüge und Züge mittlerer Größe hielten 2025 einen Marktanteil von 29,6 % und werden mit einer CAGR von 7,3 % wachsen. Das Plaquemines-Design von Venture Global verwendet 36 parallele Blöcke für 20 MTPA; das erste LNG traf im Dezember 2024 ein, 30 Monate nach dem FID. Tellurians Vorschlag für Driftwood mit 27,6 MTPA und die Fast-LNG-Einheiten von New Fortress Energy veranschaulichen die dezentrale Umsetzung bei Onshore- und schwimmenden Anwendungen. Die Modularisierung staffelt den Kapitaleinsatz und verringert die Konzentration von Baurisiken, was einen wesentlichen Vorteil für unabhängige Projektentwickler darstellt.

FLNG hielt 2025 einen Marktanteil von 14,5 % und wird mit einer CAGR von 8,0 % wachsen – die höchste Wachstumsrate unter den Anlagentypen. Shells Prelude FLNG, Golar LNGs Hilli Episeyo und Enis Coral Sul bilden die operative Referenzbasis. Das SHI-FRU-Konzept von Samsung Heavy Industries zielt auf die Serienproduktion von Einheiten mit 1,2–2,5 MTPA ab, während Saipem über Engineering- und Fertigungskapazitäten verfügt. FLNG vermeidet bei abgelegenen Reserven die Kosten für Pipelines und Onshore-Anlagen, obwohl seine Kapitalkostenspanne von 2–4 Milliarden USD je MTPA eine Standardisierung des Designs unerlässlich macht.

Nach Antriebs- und Leistungsarchitektur

Gasturbinenbetriebene Verflüssigungszüge hielten 2025 einen Marktanteil von 80,1 % und werden mit einer CAGR von 4,4 % expandieren. Die LM6000- und Frame-9-Systeme von GE Vernova sowie die SGT-750-Anlagen von Siemens Energy bleiben dort relevant, wo die Verfügbarkeit des Stromnetzes oder die Wirtschaftlichkeit CO₂-armer Energie ungünstig sind. Der Zubau von Verflüssigungszügen im Nahen Osten stützt die absolute Nachfrage nach Turbomaschinen, selbst wenn diese Architektur schrittweise Marktanteile verliert. Die installierte Basis schützt daher die Serviceumsätze, während sich die Designentscheidungen bei Neubauprojekten auf Alternativen verlagern.

Elektromotorisch angetriebene Verflüssigungszüge hielten 2025 einen Marktanteil von 13,4 % und werden mit einer CAGR von 15,4 % wachsen. Ruwais LNG von ADNOC ist die erste LNG-Anlage in der MENA-Region, die auf elektromotorisch angetriebene Verdichtung ausgelegt wurde. Die iCT-Plattform von Baker Hughes und die elektrischen Antriebe von Siemens Energy bedienen diese Konfiguration. Die Architektur eliminiert die Abgasemissionen von Turbinen und kann erneuerbaren oder CO₂-armen Strom nutzen; die Projektdurchführbarkeit hängt jedoch von der Stromverfügbarkeit und der Netzqualität ab.

Hybride und Dual-Drive-Konfigurationen machten 2025 6,5 % des Umsatzes aus und werden mit einer CAGR von 9,8 % wachsen. Die auf LM6000 basierende Hybridplattform von Baker Hughes und die Dual-Drive-Systeme von Siemens Energy für FLNG-Anlagen mittlerer Größe bilden eine Brücke zwischen dem turbinengeführten Betrieb und einer vollständigen Elektrifizierung. Ein Expertenpanel mit sechs leitenden LNG-Prozessingenieuren identifizierte im 4. Quartal 2025 die Netzzuverlässigkeit und den zeitlichen Aufbau der Strominfrastruktur als wichtigste Hindernisse für die Einführung elektrischer Antriebe in Schwellenländern. Hybridsysteme erhalten die Notstromfähigkeit und ermöglichen es Projektentwicklern zugleich, Emissionen zu reduzieren.

Nach Kapazität

Großanlagenzüge mit einer Kapazität von etwa mehr als 3,5 MTPA je Zug hielten 2025 einen Marktanteil von 54,3 % und werden mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 6,6 % wachsen. Die Erweiterung des North Field, Projekte an der US-Golfküste sowie geplante Entwicklungen in Kanada und Ostafrika stützen die Nachfrage. Die North-Field-West-Züge von QatarEnergy sind auf jeweils etwa 8 MTPA ausgelegt und setzen damit hohe Anforderungen an die Prozessintegration und die Turbomaschinen. Die Anlagengröße bleibt dort attraktiv, wo Projektträger die EPC-Risiken beherrschen können.

Züge mittlerer Größe hielten 2025 einen Marktanteil von 36,9 % und werden mit einer CAGR von 7,0 % expandieren. Parallele Zugkonzepte nach dem Vorbild von Venture Global, die industrielle LNG-Nachfrage in Südostasien und im Nahen Osten sowie die modulare Bauweise stützen dieses Segment. Baker Hughes und Wärtsilä bedienen industrielle und exportorientierte Anwendungen. Kapazitäten mittlerer Größe bieten eine Alternative zwischen der Wirtschaftlichkeit von Megaprojekten und der regionalen Versorgung im kleinen Maßstab.

Kleinmaßstäbliche Züge mit einer Kapazität von etwa weniger als 0,5 MTPA hielten 2025 einen Marktanteil von 8,8 % und werden mit einer CAGR von 9,7 % wachsen. Die industrielle Nachfrage an Standorten ohne Pipelinezugang, die Bunkerung im Seeverkehr, die dezentrale Stromversorgung und Bio-LNG-Anwendungen treiben den Einsatz in Lateinamerika und Südostasien voran. Wärtsilä lieferte 2024–2025 zwei Bio-LNG-Anlagen mit einer Kapazität von jeweils 25 TPD in Finnland und sicherte sich Verträge mit Andion Scandinavia AB und Gasum. Das Segment verbindet die Verflüssigungstechnologie mit dezentralen Märkten für Transportkraftstoffe und Biomethan.

Nach Projektentwickler

Nationale Ölgesellschaften (NOCs) machten 2025 40,0 % des Marktes aus und werden mit einer CAGR von 6,0 % wachsen. QatarEnergy, ADNOC, CNOOC und Pertamina prägen die Beschaffung durch NOCs im Nahen Osten und im asiatisch-pazifischen Raum. Das North-Field-Programm von QatarEnergy erweitert die Kapazität um mehr als 48 MTPA, und Ruwais LNG zeigt, dass NOCs die Komplexität elektrischer Antriebe akzeptieren, um die Dekarbonisierungsanforderungen der Abnehmer zu erfüllen.

Internationale Ölgesellschaften (IOCs) entfielen 2025 auf 33,0 % und werden mit einer CAGR von 6,9 % wachsen. Shell betreibt LNG Canada Phase 1 und hält eine Beteiligung von 40 %; TotalEnergies betreibt Mozambique LNG; BP führt Tangguh Train 3; und ExxonMobil führt Rovuma LNG Phase 1.^{[7]International Group of LNG Importers, "Annual LNG Report," giignl.org} Ihr Zugang zu Finanzierungen, ihre Abnahmenetzwerke und ihre Lizenzierungskompetenz ergänzen die Kontrolle der NOCs über die Rohstoffvorkommen. Partnerschaften zwischen IOCs und NOCs werden bei den größten Investitionen in Verflüssigungszüge weiterhin eine wesentliche Rolle spielen.

Unabhängige Projektentwickler hielten 2025 einen Marktanteil von 27,0 % und werden mit einer CAGR von 8,6 % wachsen. Venture Global LNG und New Fortress Energy veranschaulichen ein Modell, das auf langfristigen Verträgen, modularer Bauweise und Projektfinanzierung statt auf Beteiligungen an der vorgelagerten Wertschöpfungsstufe beruht. Interviews im ersten Halbjahr 2025 mit 38 Fachleuten für Projektfinanzierung in London, New York und Singapur ergaben, dass 64 % integrierte Dekarbonisierungsverpflichtungen als zunehmend notwendige Voraussetzung für die Finanzierbarkeit von LNG-Projekten betrachteten. Unabhängige Projektentwickler stehen daher zunehmend vor der Notwendigkeit, Kostendisziplin mit gegenüber den Abnehmern eingegangenen Emissionsverpflichtungen zu verbinden.

Regionale Analyse des Marktes für LNG-Verflüssigungszüge

Nordamerika

Nordamerika hielt 2025 einen Marktanteil von 34,1 % und wird mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 6,1 % wachsen. Die US-Golfküste vereint Sabine Pass, Corpus Christi, die Phasen 1–3, Freeport LNG, Cameron LNG und Plaquemines LNG, während der Genehmigungsrahmen des US-Energieministeriums für Exporte in Nicht-FTA-Länder langfristige Exportverträge unterstützt.^{[8]U.S. Department of Energy, "LNG Export Authorizations and Approvals," energy.gov} Plaquemines nahm im Dezember 2024 die erste Produktion auf. Kanada ergänzte einen Pazifikkorridor, als LNG Canada Phase 1 im Juni 2025 seine erste Ladung in Kitimat verlud; Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi und Korea Gas Corporation entwickelten die Anlage mit einer Kapazität von 14 MTPA und zwei Verflüssigungszügen. Die regionale Einschränkung besteht trotz einer umfangreichen Projektpipeline in der Abhängigkeit von Baukosten- und Genehmigungszyklen.

Europa

Europa hielt 2025 einen Marktanteil von 4,1 % und wird mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 7,5 % wachsen. Norwegen bleibt durch Equinors Hammerfest LNG mit einer Kapazität von 4,2 MTPA ein maßgeblicher Produzent; die Anlage nahm 2022 nach einer feuerbedingten Stilllegung wieder den Vollbetrieb auf.^{[9]Norwegian Petroleum Directorate, "Norwegian Petroleum Directorate Annual Report," npd.no} Der Ausbau von sechs FSRU-Anlagen in Deutschland und die Diversifizierungsmaßnahmen von REPowerEU beschleunigen Investitionen auf der Lieferantenseite, obwohl Europa selbst nur über begrenzte großtechnische Verflüssigungskapazitäten verfügt. Wärtsilä und Linde konzentrieren sich auf Anwendungen im Kleinmaßstab und für die Marinebetankung in Skandinavien und Nordeuropa. Die Methanvorschriften der EU erhöhen die technischen Anforderungen an Anlagen, die europäische Abnehmer bedienen.

Asien-Pazifik

Der Asien-Pazifik-Raum hielt 2025 einen Marktanteil von 13,0 % und wird mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 10,1 % wachsen – die höchste regionale Wachstumsrate. CNOOC, Sinopec und PetroChina unterstützen die Entwicklung an den heimischen Küsten sowie vorgelagerte Investitionsentscheidungen (FIDs) durch langfristige Abnahmeverträge und Eigenkapitalbeteiligungen. Der von BP geleitete Tangguh-Verflüssigungszug 3 in Westpapua ergänzt etwa 3,8 MTPA. Es wird erwartet, dass die Nachfrage nach LNG-Importen in Südostasien Anfang der 2030er-Jahre 100 MTPA übersteigen wird, wodurch sich die Grundlage für eine regionale Versorgung stärkt. Australien ergänzt die kurzfristige Beschaffung durch Woodside Energys Ersatzversorgung von Scarborough nach Pluto sowie Santos’ Arbeiten zur Sicherstellung der Versorgungskontinuität von Barossa nach Darwin. Die Einschränkung besteht darin, dass Energieversorgung, Genehmigungen und die Politik für heimisches Gas in der Region stark variieren.

Nahost und Afrika

Der Nahe Osten und Afrika führten den Markt 2025 mit einem Marktanteil von 46,3 % an. Die Sequenzen NFE, NFS, NFN und NFW von QatarEnergy ergänzen mehr als 48 MTPA und bilden weltweit weiterhin das größte aktive LNG-Kapitalprogramm. Das Ruwais-LNG-Projekt von ADNOC mit einer Kapazität von 9,6 MTPA wurde im Juni 2024 an Technip Energies, JGC und NMDC Energy vergeben und nutzt elektrische Antriebe, die aus sauberen Energiequellen versorgt werden. In Mosambik zielt das von ExxonMobil geleitete Rovuma LNG Phase 1 auf 18 MTPA ab; der FEED-Auftrag wurde im Oktober 2024 an McDermott, Saipem und CPECC vergeben. Die regionalen Ausgaben sind umfangreich, doch Projekte in neuen Erschließungsgebieten bergen Sicherheits-, Logistik- und Finanzierungsrisiken.

Lateinamerika

Lateinamerika hielt 2025 einen ungefähren Marktanteil von 2,5 %. Die Vorhaben an Mexikos Pazifikküste zielen über kürzere Transportwege als bei Exporten von der US-Golfküste auf Abnehmer in Asien. Petrobras in Brasilien prüft die Nutzung von Pre-Salt-Gas zur Monetarisierung mittels FLNG, und die Entwicklung von Vaca Muerta in Argentinien hat LNG-Exportvorhaben hervorgebracht, die von YPF und internationalen Partnern unterstützt werden. Die Nachfrage aus dem Bergbau, der Industrie und der dezentralen Stromversorgung unterstützt zudem LNG im Kleinmaßstab entlang des Andenkorridors und im Landesinneren Brasiliens. Die Projektpipeline der Region ist weniger ausgereift als in Nordamerika oder im Nahen Osten, weshalb der Zeitpunkt der endgültigen Investitionsentscheidung (FID) die wichtigste Einschränkung darstellt.

Marktanteil und Wettbewerbslandschaft des Marktes für LNG-Verflüssigungszüge

Technip Energies führte den Markt 2025 mit einem Marktanteil von 14 % an. Technip Energies, Baker Hughes, Bechtel, JGC Corporation und McDermott International hielten zusammen etwa 53 %, was auf eine mittlere bis hohe Konzentration im EPC- und Technologiebereich für großmaßstäbliche LNG-Projekte hindeutet. Der Wettbewerb teilt sich in Technologieeigentum und Umsetzungskapazität. AP-C3MR und AP-X von Air Products, LIMUM und MFC von Linde sowie iCT von Baker Hughes bieten proprietäre Positionen bei Prozessen oder Kompression, während Bechtel, JGC, Saipem und Technip Energies mit Projektreferenzen bei der Umsetzung konkurrieren, deren Aufbau Jahre dauert.

Zu den wichtigsten Marktteilnehmern gehören Air Products, Baker Hughes, Bechtel, Black & Veatch, Chiyoda Corporation, CTCI Corporation, ConocoPhillips, Fluor, GE Vernova, Honeywell, JGC Corporation, Linde, Technip Energies, McDermott International, MODEC, Saipem, Siemens Energy, Samsung Heavy Industries, Wärtsilä und Worley. Zu den integrierten EPC- und Technologieführern zählen Technip Energies, Bechtel, JGC Corporation, Saipem, McDermott International, Fluor, Worley, Black & Veatch, Chiyoda Corporation und CTCI Corporation. Zu den Spezialisten für Prozesse und Ausrüstung gehören Air Products, Baker Hughes, ConocoPhillips, Linde, Siemens Energy, GE Vernova, Wärtsilä, Honeywell und Samsung Heavy Industries. MODEC verfügt über eine Spezialisierung auf schwimmende Projekte, die für Offshore-Entwicklungsstrukturen relevant ist.

Technip Energies kombiniert EPC-Kompetenz, die Technologien Liquefin und Tetra Spool, FLNG-Engineering sowie Beratungsleistungen für den Betrieb. Der im Februar 2026 vergebene EPCC-Auftrag für North Field West wies einen Umsatzwert von über 1 Milliarde EUR auf und war innerhalb von 18 Monaten die dritte große LNG-Auftragsvergabe im Nahen Osten an das Unternehmen. Bechtel bleibt ein Referenzauftragnehmer für Sabine Pass, Corpus Christi, Freeport und Cameron LNG und wird durch integrierte Engineering-Zentren sowie Partnerschaften für die modulare Fertigung unterstützt. Die Kompetenz von JGC bei kryogenem Design und der Integration von Wärmetauschern wird durch die Beteiligung am Ruwais-LNG-Projekt gestärkt.

Baker Hughes liefert Kompressionssysteme für verschiedene Antriebskonzepte. Der im April 2026 vergebene Auftrag für North Field West umfasst 12 Zentrifugalkompressoren, sechs Gasturbinen des Typs Frame 9, drei Turbinen des Typs Frame 6, drei elektrische Generatoren und integrierte Stromerzeugungssysteme für zwei Verflüssigungszüge. Samsung Heavy Industries behauptet durch Prelude und SHI-FRU eine differenzierte Position bei FLNG-Rümpfen und Aufbauten. Wärtsilä bedient Anwendungen im Kleinmaßstab und im Bereich BioLNG, während Honeywell die UOP-Lizenzierung, Experion-PKS-Steuerungen und Kompetenzen in der digitalen Optimierung kombiniert.

Aktuelle Branchenentwicklungen

• Apr. 2026: Baker Hughes erhielt von QatarEnergy einen Ausrüstungsauftrag für North Field West, der 12 Zentrifugalkompressoren, sechs Gasturbinen des Typs Frame 9, drei Turbinen des Typs Frame 6, drei elektrische Generatoren und integrierte Stromerzeugungssysteme für zwei Megaverflüssigungszüge umfasst. Der Auftrag bestätigt das Ausmaß der kurzfristig erwarteten Nachfrage nach Turbomaschinen.

• Feb. 2026: Technip Energies erhielt den EPCC-Vertrag für das LNG-Projekt North Field West von QatarEnergy, der mit einem Umsatzwert von mehr als 1 Milliarde EUR veranschlagt ist. Der Auftrag stärkt die Umsetzungsposition des Unternehmens bei North Field.

• Sept. 2025: Wärtsilä wurde ausgewählt, um Andion Scandinavia AB mit einer Lösung zur Bio-LNG-Verflüssigung zu beliefern. Der Vertrag erweitert die Referenzkapazität für Kleinmaßstab- und Bio-LNG-Anlagen in Skandinavien.^{[10]Wärtsilä press release, "Wärtsilä to Supply Andion Scandinavia AB With BioLNG Solution," wartsila.com}

• Juli 2025: Venture Global begann mit der LNG-Produktion aus Phase 2 von Plaquemines LNG in Louisiana. Die Inbetriebnahmefortschritte in 36 Blöcken unterstützen das modulare Modell im Exportmaßstab.^{[11]Gas Processing News, "Venture Global Begins Producing LNG From Phase 2 of Plaquemines Plant," gasprocessingnews.com}