Erdgas gilt in der Energiewende als Brückentechnologie, da es weniger CO₂-Emissionen verursacht als andere fossile Energieträger wie etwa Kohle oder Öl. Zugleich verursacht Erdgas nach Kohle, Torf und Ölschiefer weltweit die meisten CO₂-Emissionen bei der Strom- und Wärmeerzeugung. Wie wird sich der Verbrauch dieses ambivalenten Rohstoffs in den nächsten Jahren entwickeln? Die International Energy Agency (IEA) prognostiziert in ihrem jüngsten Gas-Report (PDF-Download [1]), dass der globale Erdgasverbrauch bis 2030 zunehmen wird. Bei der Prognose gibt es klare regionale Unterschiede, wie die Infografik zeigt. Demnach wird die Region Asien-Pazifik der stärkste Wachstumstreiber sein, angeführt von China, Indien und Südostasien. Hier wird laut IEA die steigende Energienachfrage und der Ersatz kohlebetriebener Kraftwerke den Verbrauch erhöhen. Die Projektion basiert auf aktuellen Plänen, Preisen und politischen Rahmenbedingungen (»Basis-Szenario«).

Der Nahe Osten und Afrika verzeichnen ebenfalls Zuwächse, vor allem durch Industrialisierung und Bevölkerungswachstum. In den OECD-Ländern hingegen (v. a. Europa und Nordamerika) stagniert oder sinkt der Gasverbrauch leicht. Hier verdrängen laut IEA Effizienzmaßnahmen, Ausbau erneuerbarer Energien und Klimapolitik fossile Energieträger zunehmend.

Erdgas zählt zu den bedeutendsten fossilen Energieträgern der Gegenwart. Es handelt sich um ein Gasgemisch mit je nach Fundstätte variierender Komposition kurzkettiger Kohlenwasserstoffe, einem Großteil davon Methan. Gewinnung und Verwendung stehen in einer engen Beziehung zum Erdöl, das sowohl eine ähnliche Entstehungsgeschichte sowie Anwendungsmöglichkeiten aufweist. Im internationalen Vergleich positioniert sich Deutschland mit einem Gesamtverbrauch von 78,6 Milliarden Kubikmetern Erdgas auf Platz neun.

Matthias Janson

https://de.statista.com/infografik/35446/prognose-zum-weltweiten-verbrauch-von-erdgas-nach-regionen/?lid=fxkf8xu1lxgu

[1] https://iea.blob.core.windows.net/assets/db3d568d-b985-4cc2-bb1a-119517f118ac/Gas2025.pdf

Zusammenfassung der Hauptpunkte des IEA‑Berichts Gas 2025 – Analysis and Forecasts to 2030

Kernaussage

Der globale Gasmarkt steht vor einem tiefgreifenden Wandel: Bis 2030 kommen rund 300 bcm/Jahr neue LNG‑Kapazitäten hinzu – vor allem aus den USA und Katar. Diese »LNG‑Welle« erhöht die Versorgungssicherheit, drückt Preise und verschiebt Handelsströme. Gleichzeitig bleibt die Nachfrageentwicklung unsicher, da hohe Preise, schwache Konjunktur und Infrastrukturengpässe dämpfen.

1. Marktstatus 2024–2025

Nach dem Schock 2022/23 bewegt sich der Markt 2024–25 Richtung Rebalancing, aber bleibt angespannt.
Gaspreise in Europa und Asien sinken im Q3 2025 unter Vorjahresniveau; Henry Hub bleibt deutlich höher.
Nachfragewachstum 2025 < 1 %, getragen von Europa & Nordamerika; Asien schwach, Eurasien rückläufig.
LNG‑Angebot +5 % in Q1–Q3 2025, aber kompensiert durch weniger Pipelinegas aus Russland/Norwegen.
Europa: +5 % Nachfrage in Q1–Q3 2025, getrieben durch Stromsektor (weniger Wind/Hydro).
Asien: China flach, Indien –6 %, Emerging Asia schwach wegen hoher Preise.
Amerika: USA +0.5 %, aber Gas‑to‑Power sinkt wegen hoher Preise und mehr Kohle.

2. Die neue LNG‑Welle

300 bcm/Jahr neue Kapazität bis 2030, davon 70 % aus USA & Katar.
USA: Rekord‑FID 2025 (>80 bcm/Jahr), Projekte wie CP2, Rio Grande, Port Arthur Phase 2.
USA könnten bis 2030 ~1/3 der globalen LNG‑Lieferungen stellen (2024: ~20 %).
Netto‑Zuwachs globaler LNG‑Lieferungen bis 2030: ~250 bcm (nach Abzug alternder Anlagen).
Pipelinegas schrumpft gleichzeitig um ~55 bcm (v. a. Russland → Europa).

3. Nachfrageausblick bis 2030

Base Case (aktuelles Politik‑ & Projektumfeld):

Globales Nachfragewachstum +9 % bis 2030 (~380 bcm).
Asien-Pazifik = Haupttreiber, ~50 % des Wachstums; China allein ~25 %.
Europa –8 % bis 2030 (Dekarbonisierung, Effizienz, erneuerbare Energien).
Sektorbeiträge:
- Industrie & Energie: ~45 % des Wachstums
- Stromsektor: ~35 % (v. a. Asien & Nahost)
- Gebäude: +50 bcm
- Transport: +35 bcm (v. a. China)

High Case (niedrigere LNG‑Preise):

Nachfrage +10 % bis 2030, +65 bcm über Base Case.
Zusätzliche Nachfrage v. a. in preisempfindlichen asiatischen Märkten.
Risiko: Infrastrukturengpässe in Süd-/Südostasien könnten ~25 % des Potenzials verhindern.

4. LNG‑Handel & Vertragsstrukturen

Langfristverträge bleiben zentral: 75 % der Volumina seit 2022.
Trend zu mehr Flexibilität:
- 50 % der Verträge 2030 destination‑free
- Hub‑Indexierung & Hybridpreise gewinnen gegenüber Ölpreisbindung
Portfolio‑Player werden wichtiger → höhere Marktliquidität & Schockresilienz.

️ 5. Emissionen & CCUS

LNG‑Lieferketten haben signifikante Scope‑1/2‑Emissionen (CO₂ + Methan).
CCUS‑Projekte in Australien, Katar, Indonesien, Malaysia, USA im Ausbau.
Bis 2030 könnte CCUS ein entscheidendes Kriterium für Finanzierung & Verträge werden.

6. Low‑Emission Gases (Biomethan, H₂, E‑Methan)

Gesamtvolumen wächst bis 2030 um 2,5×, aber bleibt <1 % des globalen Gasangebots.
Biomethan: >50 % des Wachstums, Produktion verdoppelt sich.
Wasserstoff: +33 %/Jahr, aber von sehr kleinem Ausgangsniveau.
E‑Methan: kaum Fortschritt ohne gezielte Fördermechanismen.

7. Versorgungssicherheit & Speicher

EU‑Speicher: starke Sommerinjektionen, aber Ziel von 90 % vor Winter 2025/26 wohl verfehlt.
USA: Speicher über 5‑Jahres‑Durchschnitt trotz steigender LNG‑Feedgas‑Nachfrage.
Asien: Korea unterdurchschnittlich, Japan stabil.

Kurzfazit

Der Bericht zeigt eine klare Verschiebung der globalen Gasarchitektur:

LNG wird dominanter, flexibler und liquider.
USA & Katar prägen die Angebotsseite.
Asien bleibt der zentrale Nachfragetreiber – aber nur, wenn Preise & Infrastruktur passen.
Europa bleibt strukturell rückläufig.
CCUS & Vertragsflexibilität werden strategische Faktoren.

Albert Absmeier & KI

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[1] https://iea.blob.core.windows.net/assets/db3d568d-b985-4cc2-bb1a-119517f118ac/Gas2025.pdf

Zusammenfassung der Hauptpunkte des IEA‑Berichts Gas 2025 – Analysis and Forecasts to 2030

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