Das Gasnetz ist ein zentraler Teil des deutschen Energiesystems und umfasst Fernleitungs- und Verteilnetze. Fernleitungsnetzbetreiber transportieren Gas über große Entfernungen, während Verteilnetzbetreiber unter anderem Industrie, Gewerbe und rund 21 Millionen Haushalte versorgen; 90 Prozent der Gaskunden sind an Verteilnetze angeschlossen. Mit sinkender Erdgasnutzung müssen die Gasnetze regional unterschiedlich weiterentwickelt, auf Wasserstoff umgestellt, mit Biomethan weiterbetrieben oder stillgelegt werden. Dafür sind abgestimmte Planungsprozesse zwischen Gas-, Wasserstoff-, Strom- und Wärmeinfrastrukturen erforderlich. Der BDEW sieht zudem flexible gesetzliche Rahmenbedingungen und tragfähige Finanzierungsmodelle als notwendig an. Mit KANU 2.0 können Netzbetreiber Investitionen in Gasnetze schneller und flexibler abschreiben, um die Kosten der Transformation zeitlich anders zu verteilen.
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Das Gasnetz ist ein elementarer Teil des deutschen Energiesystems. Es ist aufgeteilt in Fernleitungsnetz und Verteilnetz:
- Das Fernleitungsnetz ist in das europäische Fernleitungsnetzsystem eingebunden. Die Fernleitungsnetzbetreiber transportieren Gas über lange Strecken und versorgen zum Teil Großkunden in Industrie und Gewerbe. Allein das Fernleitungsnetz transportiert etwa dreimal so viel Energie wie das deutsche Stromnetz.
- Die Verteilnetzbetreiber übernehmen Gas aus dem Fernleitungsnetz und transportieren dieses Gas zu Industrie, Gewerbe und zu ca. 21 Millionen Haushalten. 90 Prozent der Gaskunden sind an das Verteilnetz angeschlossen.
Transportiert wird das Gas in drei verschiedenen Druckstufen: Hoch-, Mittel- und Niederdruck. Ergänzt wird die Gasinfrastruktur durch 45 unterirdische Gasspeicher mit einer Entnahmekapazität von ca. 650 Millionen Kubikmetern pro Tag. Das entspricht etwa einem Viertel des deutschen Jahresverbrauchs. Damit verfügt Deutschland über das größte Speichervolumen in der EU.
Um die nationalen und europäischen Klimaschutzziele einzuhalten, wird der Einsatz von Erdgas in den kommenden Jahrzehnten weniger werden. Andere Gase wie Wasserstoff oder auch Biomethan können zumindest teilweise an die Stelle von Erdgas treten. Die Gasnetze müssen sich entsprechend weiterentwickeln und auf die neuen Bedarfe angepasst werden. So können entweder mit Biomethan weiterbetrieben, auf nachhaltigen Wasserstoff umgestellt (hierfür wäre auch ein teilweiser Neubau von Leitungen notwendig) oder mit Erdgas weitergenutzt werden bis zu ihrer endgültigen Stilllegung.
Wie die Zukunft der Gasnetze geplant wird
Die Weiterentwicklung der Gasnetze erfordert umfassende Planung, welche auch mit anderen Infrastrukturen, wie Strom- und Wärmenetzen, koordiniert werden muss. Dafür sind auf nationaler Ebene drei Planungsinstrumente vorgesehen:
Auf Fernleitungsnetzebene wird alle zwei Jahre der integrierte Netzentwicklungsplan (NEP) Gas und Wasserstoff erstellt. Das Verfahren besteht aus zwei Schritten. Zunächst wird ein Szenariorahmen erstellt. Dieser stellt wahrscheinliche Entwicklungen im Rahmen der klima- und energiepolitischen Ziele der Bundesregierung bis 2045 dar.
Nachdem der Szenariorahmen von der Bundesnetzagentur genehmigt wurde, bildet er die Basis für die Erstellung des NEP. Dieser muss alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten und effizienten Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau der Gas- und Wasserstoffnetze enthalten, die für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind.
Verantwortlich für die Erstellung des Szenariorahmens und des NEP sind die Gasfernleitungsnetzbetreiber und regulierten Wasserstofftransportnetzbetreiber.
Für die Gasverteilnetze ist die kommunale Wärmeplanung eine wichtige Orientierung, um die zukünftige Entwicklung der Energiebedarfe und damit des dafür erforderlichen Netzes vor Ort zu prognostizieren.
Bei der kommunalen Wärmeplanung werden von den Kommunen zunächst Daten gesammelt, um den Status Quo der Wärmeversorgung zu erfassen. Dann wird ermittelt, welches Potential vor Ort besteht, um die Wärme zukünftig klimaneutral bereitzustellen. Anschließend teilen die Kommunen auf Grundlage der Potentialanalyse ihr Gemeindegebiet in voraussichtliche Wärmeversorgungsgebiete ein und entwickeln eine Umsetzungsstrategie.
Im Ergebnis zeigt die Wärmeplanung Gebiete, die zentral über ein Wärmenetz, über ein Wasserstoffnetz oder dezentral, etwa mit Wärmepumpen oder ein Biomassekesseln, über ein Stromnetz versorgt werden können. Zudem werden Prüfgebiete ausgewiesen, in denen derzeit noch keine fundierten Entscheidungen getroffen werden können. In diesen kann auch eine Versorgung mit Biomethan möglich werden.
Die Pläne werden alle fünf Jahre aktualisiert. Gasverteilnetzbetreiber sind neben zahlreichen weiteren Akteuren bei der kommunalen Wärmeplanung eingebunden.
Auf der europäischen Ebene enthält die im August 2024 in Kraft getretene EU-Gasbinnenmarktrichtlinie wichtige Grundpfeiler für eine erfolgreiche Weiterentwicklung der Gasnetze. Wesentliche Grundlage für die weiteren Schritte ist darin die Einführung einer verpflichtenden Netzplanung auch auf der Verteilnetzebene in Form der sogenannten Entwicklungsplanung für Wasserstoffverteilnetze und einer sogenannten Stilllegungsplanung für Gasverteilnetze, in denen der Bedarf an Erdgas perspektivisch zurückgehen wird. Diese und weitere Regelungen müssen bis zum August 2026 in nationales Recht umgesetzt werden.
Die Pläne müssen sowohl die kommunalen Wärmepläne als auch die Planung anderer Infrastrukturen und den Netzentwicklungsplan berücksichtigen. Sie müssen regelmäßig, mindestens alle vier Jahre, überarbeitet und von der zuständigen Regulierungsbehörde genehmigt werden. Diese Pläne sind eine wesentliche Ergänzung und zukünftig auch Grundlage der kommunalen Wärmeplanung.
Die unterschiedlichen Planungsinstrumente sind erforderlich, um die Transformation der Gasnetze möglichst sowohl bedarfsorientiert als auch für die Netznutzer vorhersehbar umsetzen zu können. Die Herausforderung ist dabei, die Planungen gut aufeinander abzustimmen.
Regulatorische und wirtschaftliche Herausforderungen der Gasnetzentwicklung
Bisher ist der Rechts- und Regulierungsrahmen für die Gasnetze auf einen Ewigkeitsbetrieb ausgelegt. Das heißt Gasverteilnetzbetreiber sind derzeit grundsätzlich verpflichtet, jeden Gaskunden an ihr Netz anzuschließen. Die Netzbetreiber können den Zugang zu ihrem Netz nicht einseitig beschränken. Daher muss der Rechtsrahmen weiterentwickelt werden, so dass sich die Netzinfrastruktur entsprechend den verändernden Bedarfen kosteneffizient anpassen kann. Auch hierfür wird mit der Umsetzung der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie ein wichtiger Grundpfeiler geschaffen.
Die Richtlinie sieht Anpassungen bei den Netzanschlusspflichten vor. Danach können Anfragen für neue Netzanschlüsse verweigert bzw. bestehende Gaskunden gekündigt werden, wenn die Planung der Netzbetreiber eine Umstellung oder Stilllegung des Netzes vorsieht.
Die Transformation wird regional sehr unterschiedliche Geschwindigkeiten und Ausprägungen haben. Daher müssen die Regelungen für die Netzbetreiber mit vielen Freiheitsgraden ausgestattet werden und insbesondere die einzelnen Gasnetzbetreiber in die Lage versetzen, flexibel auf Änderungen zu reagieren.
Die Umstellung von Gasnetzen auf Wasserstoff ermöglicht eine effiziente und volkswirtschaftliche sinnvolle Weiternutzung bestehender Infrastrukturen mit klimaneutralen Energieträgern. Während der Ausbau sowie die Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes bereits angegangen wurde, liegen politische Finanzierungsansätze für ein Wasserstoffverteilnetz sowie für Anschlüsse an das Wasserstoff-Kernnetz noch nicht vor.
Eine Wasserstoffverteilinfrastruktur ist entscheidend für die Dekarbonisierung von Industrie und Gewerbe, da die Mehrzahl der Unternehmen an das bisherige Verteilnetz angeschlossen ist. Diese Unternehmen benötigen zudem frühzeitig Planungssicherheit über den künftigen Zugang zu Wasserstoff, um Investitionen und Umstellungen ihrer Prozesse verlässlich planen zu können.
Auch für den Wärmemarkt können Wasserstoffverteilernetze einen wichtigen Beitrag leisten. So werden perspektivisch Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung oder zur Absicherung der Fernwärme mit Wasserstoff versorgt werden.
Um ein umfassendes Wasserstoffnetz aufbauen zu können, braucht es einen politisch inzentivierten Finanzierungsrahmen, da der Bau solcher Infrastrukturen mit hohen Anfangskosten verbunden ist, während zunächst nur eine begrenzte Kundenzahl vorhanden ist. Eine kostendeckende Kalkulation anzusetzender Netzentgelte von Beginn an würde zu prohibitiven Netzentgelten führen. Dadurch werden potentielle Kunden von der Wasserstoffnutzung abgeschreckt. Zudem scheuen sowohl Endnutzer als auch Anbieter derzeit noch langfristige Abnahme- bzw. Kapazitätsverträge aufgrund bestehender hoher Preisunsicherheiten und rechtlichen und regulatorischen Unklarheiten.
Ohne eine zusätzliche Absicherung, etwa über Fördermittel, Ausfallbürgschaften oder günstige Kredite, etwa über die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW), können viele Projekte deshalb derzeit nicht realisiert werden.
Biomethan ist ein Gas, das aus organischen Materialien wie Pflanzenresten, Gülle oder Lebensmittelabfällen hergestellt wird. Dabei entsteht zuerst Biogas, das gereinigt wird und dann als Biomethan in das Erdgasnetz eingespeist werden kann. Biomethan ist ein erneuerbarer Energieträger, der – anders als Wind- und Solarenergie – unabhängig vom Wetter genutzt werden kann. Wie Erdgas lässt sich Biomethan speichern und dadurch flexibel und auch saisonal einsetzen.
Biomethan spielt eine wichtige Rolle beim Erreichen der Klimaschutzziele, denn es kann heute schon dazu beitragen, die Gasversorgung schrittweise von fossilen auf erneuerbare Quellen umzustellen. Wenn Biogasanlagen an das bestehende Gasnetz angeschlossen werden und Biomethan einspeisen, steigt der Anteil erneuerbarer Gase im Netz. Die Einspeisung von Biomethan muss von Gasnetzbetreibern deshalb bereits jetzt gegenüber anderen Netznutzern privilegiert behandelt werden.
Allerdings kann ein solcher Netzanschluss mit hohen Kosten verbunden sein. Dadurch entsteht ein Spannungsfeld zwischen dem Wunsch, mehr Biomethan ins Netz einzuspeisen, und den Anforderungen einer wirtschaftlich sinnvollen und zukunftsfähigen Gasnetzplanung.
Da derzeit noch nicht absehbar ist, wo und in welchem Umfang künftig noch Gasnetze betrieben werden, kann es zu Situationen kommen, in denen Netzbetreiber auf Grund von Stilllegungen oder der Umstellung auf Wasserstoff, einer erst kürzlich angeschlossene Biogasanlage wieder kündigen müssen.
Auf der anderen Seite können Biogasanlagen dazu beitragen, perspektivisch Kunden mit erneuerbarem Gas zu versorgen und dadurch zur regionalen Transformation beizutragen. Deshalb ist es notwendig, die bisherigen gesetzlichen Regelungen für den Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen im Hinblick auf eine volkswirtschaftlich sinnvolle und kosteneffiziente Weiterentwicklung der Gasnetze zu überarbeiten und an die neuen Herausforderungen anzupassen.
Wie lang die unterschiedlichen Gasnetze in Deutschland sind
KANU 2.0: Erste Veränderungen im Regulierungsrahmen
Erste Änderungen am bisherigen Regulierungsrahmen tragen den neuen Herausforderungen bei der Weiterentwicklung der Gasnetze bereits Rechnung. Mit der Festlegung „KANU 2.0“ hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) zum Beispiel Regelungen geschaffen, die die Nutzungsdauer und Abschreibungsmodalitäten von Gasnetzen neu regeln. Ziel ist es, die Energiewende sozial verträglich zu gestalten.
Netzbetreiber dürfen ihre Investitionen danach schneller und flexibler über kürzere Zeiträume abschreiben – teilweise bis 2035 oder 2045 –, um die Kosten angesichts zukünftig sinkender Gasnutzung auf aktuell noch mehr Schultern zu verteilen und starke Entgeltsteigerungen für verbleibende Kundinnen und Kunden perspektivisch zu vermeiden. Dabei sind auch degressive Abschreibungen möglich, also höhere Abschreibungen in den ersten Jahren.
Ziel der Regelungen ist die Refinanzierung von Investitionen in die Gasnetzinfrastruktur, die bereits vor Ende ihrer eigentlichen Nutzungsdauer im Rahmen der Transformation nicht mehr benötigt wird. Damit kann Planungssicherheit für die Netzbetreiber und die Netzkunden geschaffen werden, ohne dass immer weniger Verbraucher in der Zukunft unverhältnismäßig hohe Netzentgelte zahlen müssen.
BDEW-Position: Wie die Weiterentwicklung der Gasnetze gelingt
Die Weiterentwicklung der Gasnetze ist ein zentraler Baustein der Energiewende und stellt Deutschland vor technische, rechtliche und wirtschaftliche Herausforderungen. Damit die Umstellung auf erneuerbare Gase wie Wasserstoff und Biomethan und, wo nötig, die Stilllegung der Netze gelingen kann, braucht es
- gut abgestimmte Planungsprozesse
- flexible, aber Sicherheit gebende gesetzliche Rahmenbedingungen und
- tragfähige Finanzierungsmodelle – insbesondere auf der Ebene der Verteilnetze.
Gleichzeitig müssen soziale Aspekte berücksichtigt werden, etwa durch eine faire Kostenverteilung. Erste Schritte wie KANU 2.0 zeigen, dass die Regulierung in Bewegung ist. Nun gilt es, die begonnenen Ansätze weiterzuentwickeln und konsequent umzusetzen, um Versorgungssicherheit, Klimaschutz und Bezahlbarkeit der Energieversorgung in Deutschland dauerhaft gewährleisten zu können.
Kooperationsvereinbarung Gas: Wie die Zusammenarbeit im Gasmarkt geregelt wird
Damit Gas zuverlässig durch Deutschland transportiert werden kann, müssen zahlreiche Netzbetreiber und weitere Marktakteure eng zusammenarbeiten. Genau hier setzt die Kooperationsvereinbarung Gas, kurz KoV Gas, an. Sie schafft gemeinsame Regeln für den Zugang zu den Gasnetzen und für die praktische Abwicklung des Gasmarktes.
Gastransporte führen häufig über die Netze verschiedener Betreiber. Die KoV Gas stellt sicher, dass diese Netze organisatorisch und vertraglich ineinandergreifen. Sie regelt beispielsweise, wie benötigte Kapazitäten abgestimmt, Gasmengen den richtigen Marktakteuren zugeordnet und Informationen zwischen den Beteiligten ausgetauscht werden. Auch die Verteilung bestimmter Kosten zwischen den Netzebenen und die Zusammenarbeit bei angespannten Versorgungssituationen sind Teil der Vereinbarung.
Die gesetzlichen Vorgaben und Festlegungen der Bundesnetzagentur bilden dafür den rechtlichen Rahmen. Die KoV Gas übersetzt diese Vorgaben in konkrete Verträge und Prozesse, die von den Unternehmen im täglichen Betrieb angewendet werden können. Dazu gehören unter anderem einheitliche Verträge für den Netzzugang, die Belieferung von Kunden, die Bilanzierung von Gasmengen sowie die Einspeisung von Biogas. Ergänzende Leitfäden erläutern die praktische Umsetzung.
Die KoV Gas wird gemeinsam von BDEW, VKU und GEODE mit den beteiligten Unternehmen entwickelt. Auf diese Weise fließen die Erfahrungen unterschiedlicher Marktrollen in die Regelungen ein. Ziel sind einheitliche, praxistaugliche und von der Branche gemeinsam getragene Lösungen.
Da sich die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen regelmäßig verändern, wird auch die KoV Gas fortlaufend weiterentwickelt. Die KoV Gas XV wurde am 27. März 2026 veröffentlicht und tritt am 1. Oktober 2026 in Kraft. Sie schafft damit die Grundlage dafür, dass der Zugang zu den Gasnetzen weiterhin transparent, diskriminierungsfrei und effizient organisiert werden kann.
