Erdgas ist ein brennbares, überwiegend aus Methan bestehendes Fossilgas, das weltweit eine Schlüsselrolle in der Energieversorgung einnimmt. Als flexible Brücke zwischen Kohle und erneuerbaren Quellen wird es in Kraftwerken, Haushalten und der Industrie eingesetzt und gewinnt zudem als verflüssigtes Erdgas (LNG) internationale Bedeutung im globalen Handel sowie in maritimen Antriebssystemen.
Quelle: Stockdio*
Nach einer Phase extremer Preisschwankungen bewegt sich der globale Gasmarkt 2025 in einem vorsichtigen Gleichgewicht. Die im vergangenen Winter erreichten hohen Füllstände der europäischen Untergrundspeicher sorgen zwar für eine gewisse Preisdämpfung, doch das Verhältnis von Angebot und Nachfrage bleibt fragil. Der jüngste Quartalsbericht der IEA beschreibt, dass das Nachfragewachstum 2025 auf rund 1,5 % zurückgehen dürfte, während neue LNG-Kapazitäten erst ab 2026 spürbar Entlastung bringen. In Asien bleibt China der wichtigste Wachstumstreiber, wenngleich sich das Tempo verlangsamt; in Europa stehen politisch forcierte Dekarbonisierungsprogramme einem anhaltenden Bedarf in der Strom- und Prozesswärmeerzeugung gegenüber. Damit bleibt das Risiko erneuter Preissprünge bei Kältewellen oder Lieferunterbrechungen bestehen.
Erdgas vereint hohe Energiedichte, flexible Transportmöglichkeiten und vergleichsweise geringe CO₂-Emissionen je erzeugter Kilowattstunde. Dadurch deckt der Rohstoff ein breites Anwendungsspektrum ab, das von der Stromerzeugung über Raumwärme bis hin zu chemischen Grundstoffen reicht. In verflüssigter Form ermöglicht LNG zudem die Versorgung abgelegener Regionen sowie den Einsatz als alternativer Kraftstoff im Schwerlast- und Seeverkehr.
Gasgefeuerte Kraftwerke liefern Grund- und Spitzenlaststrom und lassen sich zügig hoch- oder herunterfahren. In Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen entsteht parallel nutzbare Prozess- und Fernwärme. Gegenüber Kohle fallen bis zu 50 % weniger CO₂-Emissionen an, was Erdgas als Brückentechnologie in Übergangsphasen des Energiesystems attraktiv macht. Zudem sind Anlageninvestitionen moderat und Genehmigungszeiten relativ kurz im Vergleich zu Kohleprojekten.
In energieintensiven Branchen wie Glas, Stahl, Papier und Lebensmittel sorgen Erdgasbrenner für präzise steuerbare Prozesswärme bis weit über 1 000 °C. Dank hoher Flammentemperaturen und sauberer Verbrennung lassen sich Produktqualitäten verbessern und Abgasreinigungsanlagen verkleinern. Viele Anlagen sind bereits auf künftige Beimischungen von Wasserstoff ausgelegt, was langfristige Flexibilität hinsichtlich Klimazielen bietet und Investitionen absichert.
Ein erheblicher Teil des globalen Erdgasaufkommens dient als Rohstoff für Methanol, Ammoniak und Wasserstoff. Über Steam-Reforming oder partielle Oxidation entsteht Synthesegas, das Grundlage zahlreicher organischer Verbindungen wie Harnstoff, Kunststoffe oder Lösemittel ist. Die Petrochemie profitiert dabei von konstanten Spezifikationen und hohen Verfügbarkeiten, was Planungssicherheit für Großanlagen schafft und Skaleneffekte maximiert.
Liquified Natural Gas (LNG) treibt zunehmend Container- und Kreuzfahrtschiffe an, weil es Schwefel- und Partikelemissionen drastisch reduziert. Im Schwerlastverkehr auf der Straße erweitern komprimiertes Erdgas (CNG) und Bio-CNG die Palette alternativer Antriebe. Reichweiten von über 1 000 Kilometern und kurze Betankungszeiten erleichtern den Einsatz in Logistikflotten und senken Betriebskosten messbar nachhaltig.
Dezentrale Gasmotoren und Turbinen übernehmen in Krankenhäusern, Rechenzentren oder Industrieparks die Absicherung kritischer Infrastrukturen. Durch ihren schnellen Start liefern sie binnen weniger Sekunden Strom und Wärme, wenn das öffentliche Netz ausfällt oder Spitzenlasten auftreten. Die modulare Bauweise ermöglicht Kapazitätserweiterungen ohne lange Planungsprozesse und minimiert Stillstandsrisiken für Betriebe mit hoher Versorgungssensibilität.
Erdgas vereint hohe Energiedichte, flexible Transportmöglichkeiten und vergleichsweise geringe CO₂-Emissionen je erzeugter Kilowattstunde. Dadurch deckt der Rohstoff ein breites Anwendungsspektrum ab, das von der Stromerzeugung über Raumwärme bis hin zu chemischen Grundstoffen reicht. In verflüssigter Form ermöglicht LNG zudem die Versorgung abgelegener Regionen sowie den Einsatz als alternativer Kraftstoff im Schwerlast- und Seeverkehr.
Auf der Angebotsseite dominiert weiterhin Nordamerika: Die USA sind seit 2023 weltweit größter Erdgasproduzent und bauen ihre LNG-Exportkapazität kontinuierlich aus. Auch Kanada profitiert von umfangreichen Schieferreservoirs, während Mexiko wachsende Volumina zur Stromerzeugung importiert. In Eurasien bleibt Russland trotz westlicher Sanktionen ein bedeutender Lieferant für asiatische Märkte, insbesondere über die Pipeline Power of Siberia nach China. Katar und Australien konkurrieren um die Spitzenposition bei LNG-Lieferungen, beide investieren in Mega-Projekte wie North Field East beziehungsweise Scarborough. Norwegen sichert Europas Versorgung über flexible Offshore-Felder in der Nordsee, während Algerien und Nigeria wichtige Exportachsen nach Südeuropa bedienen. Größere Neuentdeckungen in Mosambik und Namibia könnten ab dem Ende des Jahrzehnts weiteres Angebot generieren.
Auf Nachfrageseite rangiert die Europäische Union nach wie vor unter den größten Importeuren, auch wenn Effizienzmaßnahmen und der Ausbau erneuerbarer Energien den Gasverbrauch langfristig dämpfen sollen. Japan und Südkorea bleiben stabile, wenn auch leicht rückläufige LNG-Käufer, die Versorgungssicherheit und Kernkraftpolitik sorgfältig austarieren. In China wird Erdgas im urbanen Wärmemarkt und als Kohleersatz in Industriekesseln gefördert; das Land deckt mehr als 40 % seines Bedarfs über Importe. Indien und Südostasien zeigen doppelte Wachstumsraten, getrieben von Elektrifizierungsprojekten und petrochemischer Expansion. In Lateinamerika nutzen Brasilien und Chile LNG als flexible Ergänzung zu hydrologisch schwankender Wasserkraft. Damit verschiebt sich der Schwerpunkt des Nachfragewachstums zunehmend in Schwellen- und Entwicklungsländer.
Privatanleger können über Terminbörsen wie die CME Group direkt an Preisbewegungen von Erdgas partizipieren, etwa mittels Henry-Hub-Futures oder Optionen. Für weniger risikofreudige Investoren eignen sich breit gestreute Energie-ETFs, die sowohl Produzenten als auch Midstream-Unternehmen abbilden. Zertifikate und ETCs liefern darüber hinaus einen synthetischen Zugang ohne physische Lieferung und können kostengünstig gehandelt werden.
Ein Engagement in Erdgas bleibt jedoch mit beträchtlichen Risiken verbunden: Preisschwankungen ergeben sich nicht nur aus Nachfrageimpulsen, sondern auch aus Wetterereignissen, Storage-Berichten und geopolitischen Entwicklungen. Gleichzeitig eröffnen strukturelle Trends wie der weltweite Kohleausstieg und der Ausbau von LNG-Kapazitäten Chancen. Anleger sollten daher Positionsgrößen begrenzen und Währungen sowie Zinsumfeld beachten, sorgfältig.
An den wichtigsten Handelsplätzen wie dem Henry Hub (USA) oder dem TTF (Niederlande) bilden kontinuierliche Gebote und Angebote den Spot- und Terminpreis. Einflussgrößen sind Produktionskosten, Lagerbestände, Wetter, Wechselkurse und geopolitische Risiken. Kontrakte werden üblicherweise in MMBtu oder MWh quotiert, wobei Transportkosten separat anfallen.
LNG ist verflüssigtes Erdgas, das bei etwa −162 °C auf rund ein 600stel seines Gasvolumens verdichtet wird. Dadurch lässt es sich in speziell isolierten Tanks mit Schiffen global transportieren. Pipelinegas wird dagegen unter moderatem Druck über Land- oder Unterseeleitungen befördert. Nach dem Regasifizieren ist die chemische Zusammensetzung identisch für Endverbraucher weltweit.
Erdgas gilt als Übergangsenergieträger, weil seine Verbrennung pro Kilowattstunde etwa 40–50 % weniger CO₂ verursacht als Steinkohle. Flexible Gasturbinen können wetterabhängige Schwankungen bei Wind- und Solareinspeisung ausgleichen. Langfristig sehen Klimapfade jedoch eine deutliche Reduktion vor, unter anderem durch Wasserstoff-Beimischungen, den Ausbau von CCS-Technologien sowie Effizienzsteigerungen in Industrie und Gebäuden.
Die Versorgung Europas stützt sich auf ein diversifiziertes Portfolio aus norwegischem Pipelinegas, LNG-Importen aus den USA, Katar und Nigeria sowie wachsenden Lieferungen über Terminals an Nord- und Ostsee. Strategische Speicher decken in der Regel 25–30 % des Jahresverbrauchs ab. Risiken bestehen vor allem bei extremen Kälteperioden oder unerwarteten Infrastrukturausfällen innerhalb Europas.
Bei vollständiger Verbrennung entstehen hauptsächlich Kohlendioxid und Wasserdampf; der Schwefel- und Stickoxidanteil liegt deutlich unter dem von Öl und Kohle. Methanschlupf entlang der Förder- und Transportkette kann jedoch den Klimavorteil schmälern. Moderne Anlagen setzen deshalb auf geschlossene Fackelsysteme, Leckageüberwachung und katalytische Nachbehandlung, um Emissionen weiter zu reduzieren und kontinuierlich zu überwachen.
Quelle: Stockdio*
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