Wenn dem Gas der Garaus droht

Gasverbrauchende Unternehmen werden Ende August mit Spannung entgegensehen. Denn dann sollen die Gesetzesnovellen stehen, mit denen Österreich die EU-Richtlinie mit den „Vorschriften für Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff“ aus dem EU‑Gas- und Wasserstoffmarktpaket in nationales Recht umsetzt.

Bund und Länder haben sich bereits 2025 auf das Ende einer fossilen Gasversorgungspflicht geeinigt. Auch im Regierungsprogramm ist die „Optimierung der Gasnetzinfrastruktur“ verankert. Konkret wollen ÖVP, SPÖ und Neos den EU-Gaspakt rasch umsetzen und eine „kosteneffiziente Gestaltung der regulatorischen Rahmenbedingungen für die Nutzung, Umwidmung und Stilllegung der Gasnetzinfrastruktur“ ermöglichen.

Mit dem neuen gesetzlichen Rahmen werden erneuerbare und kohlenstoffarme Gase sowie Wasserstoff gegenüber fossilem Gas präferiert und wichtige Schritte in Richtung der EU-Klimaziele bis 2030 und der Klimaneutralität bis 2050 gesetzt.

Für alle Marktteilnehmer*innen soll er Anreiz und Planungssicherheit beim Ausstieg aus fossilem Gas bieten. Voraussetzung ist, dass erneuerbare Alternativen technisch und wirtschaftlich darstellbar sind. Die lokale Wärmeversorgung muss trotz Stilllegung weiter gewährleistet sein. Betroffene sollen Informationen über Finanzierungs- und Förderungsmöglichkeiten für den Umstieg erhalten.

Was in aller Unklarheit bereits klar ist

Noch ist nur das Endziel definiert: der Ausstieg aus fossilem Gas und damit das Stilllegen der Netze. Die genaue operative und regulatorische Umsetzung mit Fristen und einer Kostenverteilung beim Rückbau jedoch noch nicht.

Klar ist aber, dass zwei Schritte notwendig sind: Die Gasnetzbetreiber mit mehr als 45.000 Kund*innen werden dazu verpflichtet, die Stilllegung zu planen. Die Regulierungsbehörde für den österreichischen Strom- und Gasmarkt E-Control muss zu den Auswirkungen auf die Netzentgelte Stellung nehmen. Auch die Betroffenen werden dabei zurate gezogen.

In einem zweiten Schritt gibt es Verordnungen der Landeshauptleute zur Umsetzung der Stilllegung. Sind diese rechtswirksam, dürfen die Gasnetzbetreiber keine neuen Anschlüsse gewähren und müssen bestehende Verträge kündigen.

Kosten steigen mit weniger Netzteilnehmer*innen

Dabei hat der sukzessive Ausstieg aus Gas bereits begonnen.  Laut aktuellen Daten der E-Control ist der Verbrauch von 2021 bis 2024 von 100 Terawattstunden (TWh) auf 75 TWh zurückgegangen. Die Industrie senkte ihren Verbrauch um durchschnittlich 23 Prozent, die Haushalte um 35 Prozent. Erreicht wurde das mit dem Umstieg auf Wärmepumpen, dem Ausbau der Fernwärme sowie Maßnahmen für mehr Effizienz. Auch die Anzahl der Gasanschlüsse nimmt – insbesondere bei Haushalten, weniger noch bei Unternehmen – kontinuierlich ab.  Zwar wurde 2025 wegen des kälteren Winters wieder mehr Gas als in den Jahren zuvor verbraucht. Aber nur vorübergehend, denn der Ausstieg wird weiter forciert.

Erdgasverbrauch und seine Deckung
Erdgas in Österreich – Betriebsstatistik

Mit weniger Kund*innen, die die Gasnetze nutzen, werden die Netzentgelte für die verbleibenden höher. Denn die Kosten für Betrieb und Instandhaltung der Netze sinken nicht. Auch der ehemalige Gastransit, der die Netze in der Vergangenheit teilweise mitfinanziert hat, fehlt jetzt.  

Die Gasnetzentgelte sind bereits gestiegen – und sie werden laut E-Control auch heuer weiter steigen: Im Durchschnitt müssen größere Kund*innen, die 90 Gigawattstunden Gas beziehen, mit einem 27-prozentigen Plus gegenüber dem Vorjahr rechnen. Bis 2039 könnten die verrechneten Netzkosten laut Berechnungen der Arbeiterkammer sogar auf das 13-Fache steigen.

Wen die Stilllegung der Netze besonders rasch trifft

Besonders betroffen sind Branchen, welche Erdgas als Rohstoff verwenden. Das ist bei der Produktion von Ammoniak, Methanol, Ethylen und Wasserstoff der Fall. Aus diesen Stoffen werden Kunststoffe, Düngemittel, Klebstoffe und anderes mehr erzeugt. Die Herausforderungen für die Industriebetriebe sind dementsprechend hoch. Dazu kommt Industrie, die besonders hohe Temperatur für Produktionsprozesse benötigt, das betrifft beispielsweise Metall, Glas, Keramik und Zement.

Das Potenzial von Biogas ist zu gering, um den Bedarf solcher Unternehmen zu decken. Wegen der dezentralen Produktion bräuchte es außerdem weiterhin das Netz, um das Gas zu verteilen¹.

Pilotanlagen fürs direkte elektrische Beheizen (Power-to-Heat) gibt es in Österreich aber bereits als Alternative dazu: von Keramiköfen wie bei Laufen und Ziegelöfen wie bei Wienerberger über Glasschmelzen und Dampferzeuger bis hin zu metallurgischen Prozessen.

Einfacher ist es für Unternehmen, die ihre Produkte in einem Temperaturbereich unter 200 Grad Celsius herstellen. Der Arzneimittelproduzent Takeda hat zum Beispiel die Produktion von Dampf mittels Wärmepumpen erfolgreich demonstriert. Auch fürs Heizen gibt es diverse Alternativen wie Wärmepumpen oder die Abwärme der Industrie. Manche haben auch Tiefen-Geothermie im Fokus.

Klar ist, dass Lock-in-Effekte, wie zum Beispiel neuerliche Investitionen in fossiles Gas, vermieden werden sollen. Unternehmen, die trotz alledem in gasbasierte Anlagen – von Heizkesseln bis hin zu Blockheizkraftwerken – investieren, sollte bewusst sein, dass diese zu „Stranded Assets“ werden könnten, weil sie rasch an Wert verlieren oder vorzeitig abgeschrieben werden müssen.

Fragen des Standortes

Das Erdgasversorgungsnetz wird voraussichtlich gebietsweise und nicht nach den Bedürfnissen einzelner Unternehmen stillgelegt. Sogenannte Kernnetze bzw. Netzstränge für den überregionalen Transport werden von den Netzbetreibenden noch länger erhalten werden, bei den anderen erfolgt das Aus früher.

Daraus ergeben sich Standortfragen: Ist mein Unternehmen im Kernnetz? Gibt es in diesem noch freie Standorte? Welche anderen Großverbraucher von Erdgas gibt es in „meinem“ Versorgungsgebiet? Werden Fernwärme- und Stromnetze, die auch für Power-to-Heat-Technologien notwendig sind, zugleich ausgebaut?

Außerdem gibt es zum Teil unterschiedliche Player im gleichen Gebiet: Südlich von Wien müssen zum Beispiel die Wiener Netze, die für die Stromerzeugung zuständig sind, und die EVN mit ihrem Gasnetz koordiniert planen.

Verantwortlich dafür, warum es für Betriebe noch kaum Planungssicherheit für ihre Energie‑, Standort‑ und Investitionsentscheidungen gibt, sind auch die Bundesländer. Fast alle Landesregierungen warten mit ihrer konkreten Planung fürs Stilllegen der Netze noch auf den Bund, also dessen nationale Umsetzung der EU-Richtlinie. Nur die Stadt Wien hat eine räumliche Wärmeplanung mit dem Ziel der Gasnetzstilllegung erstellt und bereitet den Gasausstieg in mehreren Dimensionen vor. Zwar sind auch die Pläne der Stadt noch nicht alle konkret, die Vorreiterrolle bei Demonstrationsprojekten im Wohnbau, bei Geothermie, Fernkälte und Anergienetzen² ist aber unumstritten.

Förderungen müssen rasch beantragt werden

Betriebe, die frühzeitig auf Alternativen wie Elektrifizierung und erneuerbare Wärme setzen, sichern sich langfristig stabilere Energiekosten, verbessern ihre CO₂‑Bilanz, erreichen ESG‑Kriterien einfacher. Und sie sind für Finanzierungspartner*innen und bei öffentlichen Ausschreibungen attraktiver.

Ein Zuwarten könnte dagegen allen – Bund, Ländern, Städten und Unternehmen – teuer kommen. Denn Förderprogramme dürften auch wegen der Budgetkonsolidierung von Bund und Ländern oft befristet und budgetär begrenzt werden. Mit mehr Alternativen könnte die Förderintensität sinken. Somit droht Unternehmen, die mangels Gasnetzstilllegungsplänen noch nicht mit der Transformation starten (können), ein Wettbewerb um die begrenzten Mittel.

Josef Buchinger, Harald Grill - ConPlusUltra FlexCo