Gaspreis und Klimaziele – die doppelte Herausforderung
Der Gaspreis für Endkunden ist das Ergebnis eines komplexen Zusammenspiels verschiedener Komponenten: Beschaffungs- und Vertriebskosten, Netzentgelte, Steuern, Abgaben und der CO₂-Preis. Während die Beschaffungskosten aktuell sinken, werden ab den 2030er-Jahren die Netzentgelte und die CO₂-Bepreisung zu dominierenden Preistreibern. BET-Projektionen für das Gutachten zur dena-Verteilnetzstudie II zeigen, dass je nach Steuerung der Transformation die Netzentgelte bis 2045 um das 11- bis 17,5-Fache steigen könnten, was den Endkundenpreis erheblich beeinflusst. Bereits heute liegt der Gaspreis um 88 % über dem Niveau von 2020 und eine Rückkehr zu früheren Preisniveaus ist nicht absehbar.
Doch die Diskussion um die Zukunft des Gases geht weit über die Preisgestaltung hinaus. Die notwendigen Klimaziele der EU und Deutschlands erfordern eine drastische Reduktion der Treibhausgasemissionen. Fossiles Gas wird langfristig ohne Technologien wie CCS vollständig aus dem Energiemix verschwinden müssen. Diese Doppelbelastung aus steigenden Kosten und dem Druck zur Dekarbonisierung stellt Verbraucher und Energieversorger vor immense Herausforderungen.
Die Erdgas-Endkundenpreise, der Gasabsatz und die Ertragskraft des Gasgeschäfts bedingen sich somit gegenseitig.
Wie wirken sich hohe Gaspreise auf das Verbrauchsverhalten und Technologieentscheidungen aus? Welche Absätze im Gasgeschäft resultieren? Wie wirkt sich das auf die Netzentgelte aus? In welcher zeitlichen Abfolge treten welche Effekte auf? Droht gar ein sich selbst verstärkender Rutschbahneffekt, bei dem Verbraucher in großer Zahl unkoordiniert und sprunghaft der Gasversorgung den Rücken kehren, wenn bestimmte Preisschwellen überschritten werden?
Die Entwicklung des Gaspreises als Treiber für den Ausstieg
Ein Blick in die Vergangenheit zeigt, dass der Gaspreis für Endkunden bis 2020 relativ stabil war. Zwischen 2014 und 2020 bewegte er sich auf einem Niveau von 6,2 bis 6,8 ct/kWh. Doch seit 2021 haben sich die Rahmenbedingungen drastisch geändert. Die Verknappung russischer Gaslieferungen ab 2021 und die Energiekrise infolge der russischen Vollinvasion der Ukraine führten zu sprunghaften Anstiegen der Großhandelspreise. Gleichzeitig bewirkten die Gasspeicherumlage, die Einführung der CO₂-Bepreisung im BEHG und steigende Netzentgelte einen weiteren Anstieg der Endkundenpreise. Die Kunden reagierten darauf mit deutlicher Verbrauchsreduktion und Technologiewechseln – im Heizungsbereich v. a. Richtung Wärmepumpe. Die nachfolgende Grafik zeigt eindrücklich die Korrelation zwischen Endkundengaspreis für Haushaltskunden und dem Wärmepumpenabsatz. Steigt der Endkundengaspreis weiter an, wird dies den Technologiewechsel weiter beschleunigen – so wie es energie- und klimaökonomisch gewünscht ist.
Quelle: bdew, bwp
Die Zukunft des Endkunden-Gaspreises wird absehbar von drei zentralen Faktoren geprägt:
- Sinkende Großhandelspreise: Die globale Gasnachfrage stagniert laut IEA, während die Produktion in Ländern wie den USA und Katar entgegen der klimapolitischen Notwendigkeit weiter ausgebaut wird. Dies könnte mittelfristig zu einer Stabilisierung oder gar einem Rückgang der Beschaffungskosten führen. Aktuelle Futurepreise bestätigen diese Entwicklung. Dennoch bleiben die geopolitischen Unsicherheiten im Spannungsfeld zwischen Konflikten um die Ukraine, Venezuela, Grönland und Taiwan extrem hoch. Wiederkehrende Sabotageakte auf See und an Land zeigen die Anfälligkeit und Abhängigkeit der kritischen Infrastrukturen. Das Erdgas in der EU kommt weit überwiegend aus Drittstaaten.
- Steigende CO₂-Preise: Mit der Einführung des EU-ETS 2 ab 2028 und dem EU-Klimaziel von -90 % bis 2040 wird der CO₂-Preis absehbar langfristig steigen. Bis 2035 könnten die Preise auf über 200 €/t ansteigen. Da die Höhe der CO2-Preise jedoch gesellschaftliche, ökonomische und politische Akzeptanz erfordert, bleiben auch hier die Preisunsicherheiten sehr hoch. Nichtsdestotrotz begrenzt die Emissionsmenge im EU-ETS die maximal mögliche Absatzmenge fossiler Brennstoffe.
- Stark steigende Netzentgelte: Spätestens ab Mitte der 2030er-Jahre werden mit sinkendem Gasabsatz die spezifischen Netzentgelte stark zunehmen, da die Fixkosten der Gasnetze auf immer weniger Kunden umgelegt werden müssen. Dies stellt voraussichtlich den größten Preistreiber dar – noch vor den CO2-Kosten. Wie stark die Netzentgelte steigen, hängt jedoch maßgeblich von den Transformationsentscheidungen der EVU ab.
Diese Faktoren führen dazu, dass Verbraucher spätestens ab Mitte der 2030er-Jahre nicht primär aus Klimaschutzgründen, sondern zunehmend aus rein wirtschaftlichen Überlegungen auf alternative Heiztechnologien umsteigen könnten – sofern sie bis dahin nicht aufgrund des Heizungsalters, durch Förderanreize bzw. regulatorische Vorgaben ohnehin bereits die Heizung umgestellt haben. Verpassen es die EVU, die Transformation der Versorgung ihrer Kunden proaktiv zu begleiten, ist das Eintreten eines plötzlichen Rutschbahneffektes wahrscheinlich. Dieser Begriff meint eine plötzliche, massive, sich beschleunigende Abwanderung von Gaskunden hin zu alternativen Lösungen. Der Rutschbahneffekt könnte spätestens dann eintreten, wenn die Wärmegestehungskosten von (bestehenden) Gasheizungen die von neu zu errichtenden Alternativen wie Wärmepumpen deutlich übersteigen. Sinkende Absätze werden zudem die Wettbewerbsintensität signifikant steigern – bei gleichbleibenden Vertriebskosten –, wodurch Margen im Gasvertrieb zusätzlich unter Druck geraten.
Strategisches Handeln – Risiken minimieren und den Wandel proaktiv gestalten
Energieversorger, die den Ausstieg aus fossilem Gas im Netz und im Vertrieb nicht strategisch planen, gehen erhebliche Risiken ein. Das Gasgeschäft, in vielen Stadtwerken die ertragsstärkste Sparte, wird früher oder später unweigerlich an Bedeutung verlieren. Ohne eine klare Transformationsstrategie drohen Energieversorger erhebliche Erträge zu verlieren, weil Einnahmen durch sinkende Absätze wegbrechen, während Fixkosten für Gasnetze und -vertrieb nicht im gleichen Maße sinken können.
Eine Transformationsstrategie umfasst dabei nicht bloß technische Netzentwicklungspläne zwischen den Optionen Wasserstoffhochlauf, Biomethaneinspeisung und Netzstilllegungen, wie sie nun mit der geplanten EnWG-Novelle (Referentenentwurf vom 04.11.2025) verpflichtend werden sollen. EVU benötigen vielmehr mindestens einen ganzheitlichen Blick auf ihre Kunden, eine kaufmännische und strategische Bewertung der Wärme- und Industriewende sowie aller alternativen Optionen im Rahmen eines aktiven Managements ihres Geschäftsfeldportfolios.
Ein strukturierter, koordinierter, ganzheitlicher und strategischer Ansatz hilft, die Risiken in der Gasversorgung zu minimieren und den Übergang geordnet zu gestalten. Frühzeitige Stilllegungen und die Minimierung von Investitionen im Gasnetz, gezielte Investitionen in alternative Technologien, Geschäftsfelder und Produkte sowie eine enge Kommunikation mit Kunden sind essenziell, um den Wandel erfolgreich zu gestalten. Es geht darum, die verbleibende Zeit zur Identifikation und Bewertung individueller Optionen zu nutzen, um handlungsfähig zu bleiben und die negativen Folgen der Transformation bzw. des Gasausstiegs abzumildern.
BET unterstützt Energieversorger dabei, diese Herausforderungen zu meistern. Mit fundierter Expertise und praxisnahen Lösungen helfen wir Ihnen, individuelle Strategien zu entwickeln und umzusetzen, auf regionale Spezifika einzugehen und den Übergang in eine klimaneutrale Zukunft erfolgreich zu gestalten.
Webinar „Gasgeschäft unter strukturellem Druck“ am 25.02.2026
BET bietet hierzu das Webinar „Gasgeschäft unter strukturellem Druck“ an. Darin werden sämtliche Aspekte zur Zukunft der Gasversorgung intensiv diskutiert und Handlungsempfehlungen zur erfolgreichen Transformation in Gasnetz und Gasvertrieb gegeben. Zum Webinar
Johannes Hüllenkremer
Leiter Kompetenzteam Strategie & Kooperationen
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