Deutschlands Gasspeicher auf 15-Jahres-Tief: Warum der Markt Europas Puffer für den Winter 2026 nicht füllen wird

Am Dienstag veröffentlichte Zahlen des Branchenverbands INES, der deutsche Gas- und Wasserstoffspeicherbetreiber vertritt, zeigen, wie stark sich die Wirtschaftlichkeit der Gasspeicherung verschlechtert hat. Das übliche Geschäftsmodell ist einfach: Gas kaufen, wenn es billig ist, es unterirdisch lagern und verkaufen, wenn die Winternachfrage die Preise in die Höhe treibt. In diesem Sommer funktionierte diese Rechnung nicht mehr.

Die Terminkontrakt-Spreads für den Folgemonat an der European Energy Exchange lagen bei etwa minus 0,01 €/MWh. Die Speicherung selbst verursacht variable Betriebskosten von etwa 3,13 €/MWh, vor Netzanbindungs- und Umwandlungsgebühren. Für einen kommerziellen Händler bedeutet die Speicherung von Gas daher einen Verlust von etwa 3,14 € pro eingespeicherter Megawattstunde.

Private Unternehmen haben kaum einen Anreiz, diesen Verlust zu schlucken, nur um das gesamte Energiesystem sicherer zu machen.

Das ist das zentrale Problem, vor dem Berlin nun steht: Deutschland hat die Speicherung als Marktaktivität behandelt und sich gleichzeitig zunehmend auf sie als kritische Infrastruktur verlassen.

Wenn der Markt keinen Grund hat, sich auf den Winter vorzubereiten

Der Fehlbestand entstand nicht, weil Deutschland physisch nicht in der Lage war, mehr Gas einzuspeisen. Er entstand, weil die kommerziellen Anreize dafür im Sommer verschwanden.

INES schätzt, dass selbst das Erreichen des technischen Maximums von 77 % bis zum 1. November Einspeicherungen von 1 TWh pro Tag erfordern würde. Dieses Tempo wurde in den drei Wochen vor der Bewertung des Verbands kein einziges Mal erreicht. Wenn die derzeitige Einspeicherrate bis zum Herbst anhält, würden die Speicher bis zum 1. November nur etwa 63 % erreichen.

Das hinterlässt eine unbequeme Lücke zwischen dem, was die Infrastruktur technisch aufnehmen kann, und dem, was Marktteilnehmer zu zahlen bereit sind.

INES fordert die Regierung daher auf, die Wirtschaftlichkeit zu verändern. Zu den Vorschlägen gehören die vorübergehende Abschaffung von Netzein- und -ausgangsentgelten an Speicheranlagen sowie die Abschaffung der Umwandlungsgebühr, was die Kosten um etwa 1,16 €/MWh senken würde. Der Verband fordert außerdem subventionierte Kredite über die KfW, um die Finanzierungskosten für gespeichertes Gas zu senken, und schnellere Auktionen von Langfristoptionen, die Einspeicherungen fördern sollen.

Dies sind keine konventionellen Markteingriffe, die darauf abzielen, eine vorübergehende Verzerrung zu korrigieren. Sie laufen darauf hinaus, dass der Staat einen Teil des finanziellen Risikos übernimmt, das private Händler derzeit aus kommerziellen Gründen nicht akzeptieren können.

Berlin hat sich bisher geweigert, weiter zu gehen. Das Bundeswirtschaftsministerium erklärte am 2. September, dass auf der Grundlage der aktuellen Daten nicht mit einer physischen Gasknappheit zu rechnen sei, räumte jedoch ein, dass das System deutlich angespannter sei als im vergangenen Winter. Die Regierung diskutiert höhere Speicherpuffer mit staatlichen Energieunternehmen, hat aber die Schaffung einer öffentlich finanzierten strategischen Reserve vermieden, auch wegen Bedenken, dass ein solcher Mechanismus den Markt verzerren würde.

Das Dilemma wird immer schwerer zu vermeiden. Wenn Gasspeicher für die nationale Energiesicherheit unerlässlich sind, reicht es möglicherweise nicht mehr aus, ihre Befüllung vollständig einer kommerziellen Kalkulation zu überlassen.

Die Gefahr ist nicht einfach, dass das Gas ausgeht

Das schwerwiegendste Merkmal der aktuellen Situation ist das Zusammenspiel zwischen der Menge an Gas im Untergrund und der Fähigkeit, es schnell zu fördern.

Bei einem normalen Temperaturszenario berechnet INES, dass ein Füllstand von 77 % am 1. November für den Winter ausreichen würde, wobei bis zum 1. April 2027 etwa 38 % verbleiben würden.

Ein Winter, der den strengen Bedingungen von 2010 ähnelt, führt zu einem radikal anderen Ergebnis. Die Reserven wären Ende Januar oder Anfang Februar erschöpft. Noch wichtiger: Das System könnte bereits vor der vollständigen Entleerung der Kavernen physische Engpässe erleben.

Wenn die Speicherfüllstände sinken, sinkt auch der Druck in den unterirdischen Anlagen. Das reduziert die maximale Rate, mit der Gas entnommen werden kann, genau dann, wenn die Nachfrage am stärksten steigen kann. An Spitzennachfragetagen im Januar schätzt INES, dass das daraus resultierende Versorgungsdefizit 25 % übersteigen könnte.

Diese Unterscheidung ist wichtig. Ein Gassystem kann noch Gas im Untergrund haben und dennoch nicht in der Lage sein, genug davon mit der erforderlichen Rate ins Netz zu liefern.

Für die deutsche Industrie würde das aus einem Energiepreisproblem ein operatives Problem machen.

Private Haushalte, Krankenhäuser und andere soziale Infrastruktur erhalten in Notfällen Vorrang. Energieintensive Industrien tragen daher einen Großteil der unmittelbaren Belastung durch eine schwere Versorgungseinschränkung. Besonders gefährdet ist die Chemie, da Gas nicht nur als Wärmequelle, sondern auch als Rohstoff verwendet wird. Die Stahlherstellung, einschließlich der Direktreduktion und des Warmwalzens, hat nur eine begrenzte kurzfristige Flexibilität. Glas-, Keramik- und Baustoffhersteller sind auf kontinuierliche Hochtemperaturprozesse angewiesen, die nicht einfach unterbrochen werden können, ohne Geräteschäden zu riskieren. Auch gasbefeuerte Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen tragen zur Fernwärme bei.

Ein tägliches Versorgungsdefizit von mehr als einem Viertel würde daher nicht nur bedeuten, dass Fabriken mehr für Energie zahlen. Es könnte zu industriellen Einschränkungen genau in dem Moment führen, in dem Produktionsprozesse am wenigsten anpassungsfähig sind.

Deutschlands Problem ist nun mit dem globalen Gasmarkt verbunden

Unter dem europäischen Energiemodell nach 2022 reichen die Folgen weit über die deutschen Speicherstandorte hinaus.

Europa ersetzte einen Großteil seiner russischen Pipeline-Grundlast durch LNG und ein marktorientierteres Versorgungssystem. Das gab den Käufern Zugang zu einem breiteren Pool an globalem Gas, band aber auch die europäische Energiesicherheit enger an Entwicklungen weit außerhalb des Kontinents.

Die Blockade der Straße von Hormus während des Krieges im Iran hat diese Abhängigkeit offengelegt. Katars LNG-Exporte wurden schwer gestört, während der Engpass auch Gasströme betrifft, die für asiatische Importeure relevant sind. Die Spot-LNG-Benchmarks in Asien sind auf über 18 $/MMBtu gestiegen, nachdem sie im März 25 $/MMBtu erreicht hatten, während ölindexierte Verträge durch den Anstieg der Brent-Preise um mehr als 50 % ebenfalls nach oben getrieben wurden.

Deutschland kann unzureichende Speicher nicht einfach dadurch ausgleichen, dass es bei Wintereinbruch beschließt, mehr LNG zu kaufen. Wenn das globale Angebot bereits eingeschränkt ist, konkurriert die zusätzliche europäische Nachfrage direkt mit asiatischen Käufern um verfügbare Ladungen.

Das erzeugt eine Rückkopplungsschleife. Niedrige deutsche Speicher erhöhen den Bedarf an Winterkäufen. Geopolitische Störungen begrenzen das verfügbare Angebot. Europäische Käufer müssen dann auf dem Spotmarkt aggressiver konkurrieren, was den internationalen Preisen Auftrieb gibt.

Die Auswirkungen enden nicht an Europas Grenzen. Preisempfindliche Importeure in aufstrebenden asiatischen Volkswirtschaften können gezwungen sein, die Industrieproduktion zu drosseln, die Düngemittelproduktion zu kürzen oder die Haushaltszuschüsse zu erhöhen, wenn die LNG-Preise stark steigen. Dieselbe Ladung, die Europas Wintersicherheit verbessert, kann daher die Energiesicherheit anderswo erschweren.

Für LNG-Exporteure ist dies eine günstige Verschiebung der Verhandlungsmacht. Lieferanten mit flexiblen Ladungen können aus Märkten, die um knappe Mengen konkurrieren, mehr Wert ziehen, während alternative Pipeline-Lieferanten wie Norwegen und Algerien an Einfluss gewinnen, da europäische Käufer versuchen, jede verfügbare Quelle zu maximieren.

Deutschland hingegen entdeckt, dass Flexibilität auf der Angebotsseite die Notwendigkeit physischer Lagerbestände nicht beseitigt.

Die politischen Kosten eines kommerziellen Sicherheitsnetzes

Die tiefere Frage ist, was europäische Regierungen heute unter Energieinfrastruktur verstehen.

Speicheranlagen wurden weitgehend als kommerzielle Vermögenswerte behandelt, weil ihre Eigentümer und Nutzer saisonale Preisunterschiede arbitrieren konnten. Aber die Funktion dieser Anlagen ändert sich, wenn die Folgen unzureichender Lagerbestände Haushalte, Stromerzeugung und Industrieproduktion betreffen.

Man kann nicht erwarten, dass der Markt diesen Widerspruch automatisch löst. Wenn die Forward-Kurve Händler nicht für die Kosten der Gasspeicherung entschädigt, bleibt das kommerzielle Verhalten rational, selbst wenn das kollektive Ergebnis strategisch gefährlich ist.

Deshalb werden Vorschläge wie Gebührenbefreiungen, subventionierte KfW-Finanzierungen und staatlich geförderte Speicheranreize mehr als nur technische Korrekturen. Sie weisen auf eine andere Verteilung der Verantwortung hin: Private Unternehmen betreiben die Infrastruktur weiterhin, aber der Staat übernimmt zunehmend die Kosten dafür, dass sie genug Gas enthält, wenn die Märkte selbst Vorbereitung nicht belohnen.

Die Schaffung einer permanenten strategischen Reserve würde noch weiter gehen, und Berlin bleibt gegenüber dieser Option wegen ihrer potenziellen Wettbewerbsverzerrung zurückhaltend. Doch die Vermeidung direkter Eingriffe lässt das zugrunde liegende Risiko nicht verschwinden. Es lässt das System davon abhängen, ob die kommerziellen Bedingungen zufällig mit den physischen Anforderungen der Wintersicherheit übereinstimmen.

Die diesjährigen Zahlen zeigen, was passiert, wenn sie das nicht tun.

Die unbequeme Möglichkeit für europäische Entscheidungsträger ist, dass Gasspeicher nicht mehr nur als Bestandsproblem verwaltet werden können. Wenn geopolitische Störungen gleichzeitig das LNG-Angebot verknappen, die globalen Preise erhöhen und den kommerziellen Anreiz zum Wiederaufbau der Bestände beseitigen können, wird die Grenze zwischen einem privaten Handelsgut und einer nationalen Sicherheitsreserve immer schwerer aufrechtzuerhalten.