Gasspeicher unter 59 Prozent: Wie belastbar ist Deutschlands Wintervorsorge?
Am 8. November waren Deutschlands Gasspeicher nur noch zu knapp 59 Prozent gefüllt. Neue Berechnungen des Speicherverbands INES zeigen mögliche Versorgungslücken bei extremer Kälte im Winter 2026/27. Die Bundesnetzagentur hält die aktuelle Versorgung hingegen für stabil. Welche Annahmen hinter den Bewertungen stehen und wer das wirtschaftliche Risiko trägt.
Der Speicherverband Initiative Energien Speichern (INES) warnt in seiner am 10. November 2026 veröffentlichten Winteranalyse vor möglichen Gasmengen, die Deutschland bei außergewöhnlicher Kälte fehlen könnten. In einem Szenario mit Temperaturen wie im Winter 2010 reicht das modellierte Angebot in den Monaten Januar bis März 2027 zeitweise nicht aus, um den Bedarf vollständig zu decken. Für einzelne Monate berechnet INES ein Defizit von bis zu 6,6 Terawattstunden. An einzelnen Januartagen könnte die Lücke 1,7 Terawattstunden erreichen. Es handelt sich um Ergebnisse eines Extremwetterszenarios, nicht um gemessene Fehlmengen oder eine Vorhersage des wahrscheinlichsten Winterverlaufs.
Der Anlass ist konkret. Nach den Meldungen der Speicherbetreiber an die europäische Plattform AGSI+ waren die deutschen Erdgasspeicher am Gastag 8. November zu 58,95 Prozent gefüllt. Dieser zuletzt verfügbare Wert war bei der Auswertung noch vorläufig. Am entsprechenden Tag des Vorjahres betrug der Füllstand 74,88 Prozent. Die Differenz beträgt 15,93 Prozentpunkte. Am 1. November 2026, dem gesetzlichen Stichtag für die Speicherbefüllung, lag der inzwischen ausgewiesene Wert bei 61,02 Prozent.
Die Prozentangabe beschreibt das gespeicherte Arbeitsgas im Verhältnis zur nutzbaren Speicherkapazität. Sie gibt weder an, welcher Anteil des deutschen Jahresverbrauchs gedeckt wäre, noch sagt sie für sich genommen etwas über die täglichen Liefermöglichkeiten aus. Erdgas gelangt weiterhin über Pipelines und Flüssiggas-Terminals ins Land. Entscheidend ist, ob die Kombination aus laufenden Importen und Entnahmen an jedem Tag genügend Gas an den benötigten Stellen bereitstellen kann.
Bei den gesetzlichen Zielwerten lohnt Genauigkeit. Nach Paragraf 1 der Gasspeicherfüllstandsverordnung müssen die einzelnen Anlagen am 1. November grundsätzlich 80 Prozent erreichen. Für sechs namentlich bestimmte Speicher, darunter Rehden, gelten 45 Prozent. Gewichtet man diese Vorgaben mit den jeweiligen Kapazitäten, ergibt sich näherungsweise ein bundesweiter Vergleichswert von 70 Prozent, den INES in seiner Mitteilung nennt. Eine eigenständige gesetzliche 70-Prozent-Pflicht für den gesamten deutschen Speicherbestand steht dort nicht. Zum 1. Februar gelten je Anlage grundsätzlich 30 Prozent, bei vier bayerischen Speichern 40 Prozent.
Was die neue Winterrechnung tatsächlich zeigt
Für einen normalen oder milden Winter weisen die aktuellen INES-Szenarien keine Versorgungslücke aus. Der Engpass entsteht in der Rechnung erst unter den Bedingungen eines außergewöhnlich kalten Winters, dessen Temperaturprofil dem Referenzjahr 2010 entspricht. Die Monatszahl von höchstens 6,6 Terawattstunden und das Tagesmaximum von 1,7 Terawattstunden beschreiben unterschiedliche Zeiträume. Beide Werte einfach auf einen ganzen Winter hochzurechnen, wäre rechnerisch unhaltbar.
Die Modellierung berücksichtigt nach Angaben des Verbands bereits zusätzliche Gaslieferungen aus Nachbarländern mit höheren Speicherständen. Auch die buchbaren Kapazitäten der deutschen LNG-Terminals werden als vollständig genutzt angenommen. Deren maximale technische Ausspeiseleistung gibt INES mit 0,8 Terawattstunden pro Tag an. Dass dennoch zeitweilige Lücken entstehen, erklärt der Verband mit dem hohen Verbrauch an besonders kalten Tagen und den begrenzten Entnahmemöglichkeiten aus sinkenden Speichervorräten.
Die Bundesnetzagentur beurteilt die gegenwärtige Versorgungslage anders. In ihrer Lagebewertung vom 6. November bezeichnet sie die Gasversorgung als stabil und die Gefahr einer angespannten Lage nach aktuellem Kenntnisstand als gering. Die deutlich niedrigeren Füllstände gegenüber früheren Jahren nimmt die Behörde ausdrücklich ernst. Sie verweist aber auf laufende Gaslieferungen, verfügbare Importinfrastruktur und die Nachfrageentwicklung. Seit dem 1. Juli 2025 gilt in Deutschland die Frühwarnstufe des Notfallplans Gas; eine Notfallstufe ist damit nicht ausgerufen.
Für den Zeitraum vom 29. Oktober bis zum 4. November meldete die Bundesnetzagentur Pipelineimporte von 18,1 Terawattstunden und Einfuhren über deutsche LNG-Terminals von 1,5 Terawattstunden. Die durchschnittliche Auslastung der LNG-Terminals betrug in dieser Woche 34 Prozent. Das sind gemessene Bruttoimporte über sieben Tage. Aus ihrer Addition lässt sich weder ein deutscher Nettoüberschuss noch die freie Importkapazität während einer Kältewelle errechnen; dafür wären unter anderem Exporte, Netzrestriktionen und die Nachfrage zu berücksichtigen.
Bei der Bewertung der Winterrisiken betrachten Behörde und Verband unterschiedliche Fragen: Die Netzagentur schätzt die aktuelle Versorgungslage unter den heute erkennbaren Bedingungen ein. INES untersucht, was geschieht, wenn zusätzlich eine außergewöhnliche Kälteperiode auftritt. Ob das Modell diesen Winter trifft, ist offen. Ein niedriger Speicherstand vergrößert allerdings die Abhängigkeit davon, dass Importe auch an Tagen mit hoher gleichzeitiger Nachfrage in Europa verfügbar bleiben.
Hinzu kommt ein technischer Punkt. Ein Speicher kann bei niedrigem Füllstand nicht in jedem Fall so schnell Gas abgeben wie bei hohem Füllstand. Entscheidend ist deshalb neben der verbleibenden Energiemenge auch die Ausspeiseleistung. Ein rechnerischer Vorrat, der noch für viele Tage ausreicht, garantiert keine ausreichende Leistung an einem einzelnen sehr kalten Januartag.
Warum Händler die Speicher nicht voller gemacht haben
INES hatte im September einen Füllstand von etwa 77 Prozent zum 1. November noch als technisch erreichbar bezeichnet; rund 83 Prozent der Kapazitäten waren damals nach Verbandsangaben gebucht. Tatsächlich wurden zum Stichtag nur etwa 61 Prozent erreicht. Zwischen einer gebuchten Speicherkapazität und einer tatsächlich eingelagerten Gasmenge liegt eine wirtschaftliche Entscheidung. Die physische Möglichkeit allein bringt noch kein Gas unter die Erde.
Die Bereitstellung kostet Geld: Händler kaufen Gas, finanzieren den Vorrat und tragen Speicher- sowie gegebenenfalls Transportkosten. Lohnt sich der spätere Verkauf gegenüber dem unmittelbaren Weiterverkauf oder ist der Preis für Wintergas nicht hoch genug, kann die Einspeicherung betriebswirtschaftlich unattraktiv werden. INES verweist auf ungünstige Sommer-Winter-Preisabstände und die hohen Preise im Zusammenhang mit den Störungen des internationalen LNG-Markts. Schon der zuvor stark geleerte Speicherbestand machte die Wiederbefüllung anspruchsvoll.
Die Bundesregierung hat eine zusätzliche Beschaffung über den staatlich kontrollierten Gashändler SEFE veranlasst. In der Regierungspressekonferenz vom 30. Oktober war von acht Terawattstunden die Rede, die über zwei bis drei Monate am Weltmarkt eingekauft werden sollten, möglichst außerhalb der EU. Diese acht Terawattstunden sind eine Beschaffungsmenge, kein bereits nachgewiesener Speicherzugang und erst recht keine Angabe über Haushaltsausgaben in Euro. Ein veröffentlichter Gesamtpreis für die Beschaffung geht aus der genannten Erklärung nicht hervor.
INES fordert inzwischen einen dauerhafteren Rahmen. Der Verband nennt eine mögliche Pflicht der Marktteilnehmer zur Speichernutzung und einen Ausgleich zwischen Markterlösen und Kosten der Gasspeicherung; beide Ansätze könnten kombiniert werden. Speicherbetreiber haben ein nachvollziehbares Interesse an verlässlicher Auslastung und Vergütung. Die Gegenfrage lautet, wer eine solche Absicherung bezahlt. Eine staatlich gestützte Beschaffung kann Versorgungspuffer schaffen, zugleich aber Haushalte oder öffentliche Kassen belasten. Ohne konkrete Regelung und Kostenrechnung lässt sich keine dieser Varianten als eindeutig günstigste Lösung ausweisen.
Auch europäische Vorgaben spielen hinein. Die EU-Regeln sehen grundsätzlich eine Speicherbefüllung von 90 Prozent in einem Zeitfenster vom 1. Oktober bis 1. Dezember vor, erlauben jedoch Abweichungen unter bestimmten Marktbedingungen. Die Europäische Kommission hat 2026 ausdrücklich zu einer flexiblen Handhabung aufgerufen, um zusätzliche Preisspitzen durch gleichzeitige Gasbeschaffung zu vermeiden. Die europäischen Regeln und die deutschen anlagenspezifischen Stichtage sind unterschiedliche Regelungsebenen. Eine niedrigere Zielvorgabe senkt den unmittelbaren Beschaffungsdruck, lässt aber auch weniger Reserve für ungünstige Wetter- und Lieferverläufe.
Was im Ernstfall für Haushalte und Unternehmen gilt
Für eine tatsächliche Gasmangellage existiert ein staatliches Verfahren. Erst in der Notfallstufe könnte die Bundesnetzagentur als Bundeslastverteiler eingreifen und Liefermengen zuteilen. Private Haushalte, bestimmte soziale Einrichtungen und Fernwärmeanlagen für Haushaltskunden genießen einen besonderen gesetzlichen Schutz. Das ist keine Garantie, dass Versorgungsprobleme ohne Folgen blieben. Unternehmen könnten zu Verbrauchsreduzierungen verpflichtet werden; die Behörde betont, dass es dafür keine vorab festgelegte allgemeine Abschaltreihenfolge gibt.
Steigende Großhandelspreise sind ein anderes Risiko als eine physische Mangellage. Ob und wann sie bei Mietern, Haushalten oder Betrieben ankommen, hängt von laufenden Beschaffungsverträgen, Laufzeiten und Tarifen ab. Aus dem Speicherfüllstand von knapp 59 Prozent lässt sich daher kein konkreter Anstieg einer Gasrechnung ableiten. Ebenso wenig ist ein aus einem Extremmodell errechnetes Defizit eine Grundlage, um bereits heute ausgefallene Industrieproduktion oder staatliche Krisenkosten zu beziffern.
Für die weitere Beurteilung sind vor allem die täglichen Speicherentnahmen, tatsächlichen Gasflüsse, Wetterentwicklung und Importmöglichkeiten im Januar und Februar 2027 relevant. Der nächste reguläre INES-Szenarienbericht ist für den 12. Januar angekündigt. Bis dahin bleibt die amtliche Lageeinschätzung die maßgebliche Bewertung des aktuellen Zustands; die neue INES-Rechnung zeigt, wie knapp die Reserven unter wesentlich ungünstigeren Bedingungen werden könnten.
Quellen und Einordnung
- INES – November-Gasszenarien 2026/27 — 10. November 2026, Modellrechnung zu Extremkälte und Defiziten.
- Gas Infrastructure Europe – AGSI+ Storage Inventory — Speicherfüllstände, Gastag 8. November 2026.
- Bundesnetzagentur – Aktuelle Lage der Gasversorgung — Lagebewertung 6. November 2026, Gasimporte und LNG-Auslastung.
- Gasspeicherfüllstandsverordnung, § 1 — Anlagenspezifische Füllstandsvorgaben.
- INES – Füllstandsvorgaben verfehlt — 1. November 2026, Position zu Wintervorsorge und Speicherzielen.
- INES – September-Gasszenarien — 8. September 2026, technisch mögliche Speicherbefüllung.
- Bundesregierung – Regierungspressekonferenz 30. Oktober 2026 — Ankündigung zusätzlicher Gasbeschaffung über SEFE.
- Europäische Kommission – Gas Storage — EU-Rechtsrahmen und flexible Speicherziele.
- Bundesnetzagentur – Gas-Krisenmanagement und Krisenvorsorge — Zuständigkeiten und geschützte Kunden.
- Europäische Kommission – Gas Coordination Group, März 2026 — 26. März 2026, Wintervorbereitung und Speichermanagement.
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