Gasversorgung sichern: Marktmechanismen und Vorsorge verbinden

Die deutschen Gasspeicher sind Ende August zu rund 52 Prozent gefüllt und damit weniger als in den vergangenen Jahren zu diesem Zeitpunkt. Das ist vor allem auf ein historisch niedriges Füllstandsniveau nach dem vergangenen Winter und die gegenwärtigen Marktbedingungen zurückzuführen.

In diesem Sommer sehen wir hohe Gaspreise im Vergleich zum Winter. Dies ist eine Folge der Sperrung der Straße von Hormus. Trotz dieser für die Befüllung der Gasspeicher wirtschaftlich unattraktiven Bedingungen haben die Speicherkunden im Rahmen ihrer Beschaffungsstrategien die Gasspeicher bisher gut zur Hälfte gefüllt.

Die Gasversorgung ist in diesem Jahr durch zwei Ereignisse erschwert: Zum einen ist die Befüllung der Gasspeicher von einem historisch niedrigen Füllstandsniveau aus gestartet. Zum andern hat die weltpolitische Lage – insbesondere der Krieg im Nahen Osten und die Sperrung der Straße von Hormus – für signifikante Knappheiten auf dem globalen Gasmarkt und aufgrund der volatilen politischen Situation auch für starke Preisschwankungen an den Gasmärkten und erhöhte Unsicherheit gesorgt.  Es gilt daher, die Lage weiterhin eng zu beobachten. Externe Schocks wie beispielsweise eine weitere Eskalation der weltpolitischen Lage, terroristische Angriffe o. Ä. könnten zu einer Neubewertung der Lage führen.

Die Gasspeicher sind am 31. August mit ca. 129 TWh bei einer technischen Kapazität von 245 TWh gut zur Hälfte gefüllt.

• Dabei ist zu beachten, dass die Füllstände der einzelnen Speicheranlagen eine enorme Bandbreite aufweisen. Große Speicher haben bereits über bzw. knapp 80 Prozent Füllstand erreicht, während die zur Stilllegung angemeldeten Speicher bei knapp über bzw. weit unter zehn Prozent liegen.
• Die Gasspeicher in Bayern sind unterdurchschnittlich befüllt. Dabei ist zu beachten, dass Süddeutschland an die österreichischen Gasspeicher 7Fields und Haidach mit Füllständen von rund 60/ 70 Prozent angeschlossen ist.
• Der Gasverbrauch ist seit der Energiepreiskrise 2022/23 gesunken. 2025 wurden 13,5 Prozent weniger Gas verbraucht als im Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021. Das reduziert den absoluten Mengenbedarf, der über Importe und Speicher gedeckt werden muss.

Aktuell sind 79 Prozent der Speicherkapazitäten in Deutschland gebucht. Die Speicherbuchung stellt zunächst nur ein Nutzungsrecht dar und keine Verpflichtung zur Einspeicherung. Über die Nutzung der gebuchten Kapazitäten entscheiden die einzelnen Speicherkunden im Rahmen ihrer individuellen Beschaffungsstrategien. Für die Beschaffung sind einerseits die gesicherte Nachfrage über vertraglich vereinbarte Mengen  sowie andererseits wirtschaftliche Anreize zentrale Faktoren.

Die rechtlichen Vorgaben sehen einen deutschlandweiten Füllstand von rund 70 Prozent zum 1. November eines Jahres vor. Dieses Ziel ist zwar noch erreichbar, aber es wird immer enger und bedarf vergleichsweise hoher täglicher Einspeicherungsraten.

• Füllstandsvorgaben waren in der Krisensituation infolge des russischen Angriffskriegs auf die Ukraine nachvollziehbar. Vor dem Hintergrund der damaligen starken Abhängigkeit von russischen Gaslieferungen bestand deshalb ein unmittelbarer staatlicher Handlungsbedarf. Seitdem haben sich die Versorgungssituation und die Relevanz einzelner Speicher für die Versorgungssicherheit jedoch stark verändert. Insbesondere der Aufbau einer LNG-Infrastruktur bietet eine weitere Säule für die laufende Versorgung mit Gas. Deswegen wurden die Vorgaben bereits 2025 abgesenkt bzw. flexibilisiert.
• In Deutschland gilt die Gasspeicherfüllstandsverordnung noch bis zum 31. März 2027 und damit besteht auch noch die Füllstandsvorgabe von 30 Prozent zum 1. Februar 2027.

» Aktuelle Daten zur Gaspreisentwicklungen, Füllständen, Gasflüsse nach Deutschland finden Sie auf dieser Seite.

Die gegenwärtigen Marktbedingungen in Deutschland und der Europäischen Union sind geprägt von der Situation auf den globalen Gasmärkten. Die militärische Eskalation im Nahen Osten und die Auswirkungen auf die Straße von Hormus haben zu Preissteigerungen und noch höherer Volatilität geführt. Die aktuellen Risiken werden vom Markt in der kurzen Frist stärker eingepreist als in der langen Frist. Das hat die Schere der Preise auf dem Spotmarkt zum Terminmarkt im Winter verändert (“Sommer/Winter-Spread").

Dadurch ist die Einspeicherung wirtschaftlich nur begrenzt attraktiv, da Gas im Sommer 2026 teurer eingekauft werden muss als es nach derzeitigen Erwartungen für den Winter 2027 verkauft werden kann – der Sommer/Winter-Spread ist niedrig bzw. negativ. Händler und Lieferanten müssen ihre Beschaffung auch unter diesen Bedingungen wirtschaftlich verantworten. Das führt dazu, dass Gasmengen zur Absicherung der vertraglichen Lieferverpflichtungen eingespeichert werden. Gas jedoch teurer einzuspeichern, als über Termingeschäfte verkauft werden kann, birgt das Risiko von Verlusten. Hier bestehen schlicht wirtschaftliche Grenzen.

Rund 20 Prozent des globalen LNG-Angebots werden durch die Straße von Hormus exportiert. Der Ausfall der Mengen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten (VAE) hat zu einer Verknappung des global verfügbaren LNG-Angebots geführt, was vor allem Asien direkt traf, da dorthin 90 Prozent der Mengen vom Golf gingen. Laut Aussage der der Internationalen Energieagentur (IEA) werden jedoch zwei Drittel des LNG-Verlusts durch zusätzliches LNG-Angebot aus den USA und Afrika ausgeglichen. Zudem wird weltweit vor allem in Asien weniger Gas in Kraftwerken eingesetzt und die Nachfrage aus der Industrie ist gesunken. Aufgrund dieser Gemengelage ist festzuhalten, dass es in Deutschland und der EU derzeit kein Mengenproblem gibt.

Die zuverlässige Versorgung mit Gas basiert auf mehreren Säulen: Gasbezüge via Pipeline vor allem aus Norwegen sowie LNG-Importe ermöglichen grundsätzlich die Beschaffung benötigter Gasmengen auf dem Weltmarkt. Daneben spielen Gasspeicher eine wichtige Rolle zur Stabilität und Sicherheit der Gasversorgung.

Deutschland verfügt über 47 Gasspeicher mit einem Gesamtvolumen von etwa 24 Milliarden Kubikmetern (247 TWh). 

Die Bezugsquellen sind heute deutlich diversifizierter als noch vor 2022. Dazu gehören insbesondere stetige Pipelineimporte aus Norwegen, die im Jahr 2025 rund 45 Prozent der in Deutschland verbrauchten Gasmengen ausmachten und damit den größten Einzelbeitrag zur Versorgung leisten. Hinzu kommt der eng vernetzte europäische Gasbinnenmarkt mit Zugang auch zu LNG-Terminals anderer EU-Staaten. Über die Grenzübergangspunkte v. a. mit den Niederlanden, Belgien, Frankreich und Dänemark wurden ebenfalls 45 Prozent des Gasverbrauchs importiert.

Hinzu kommen die eigenen deutschen LNG-Terminals. Aktuell befinden sich vier FSRU-Standorte („Floating Storage and Regasification Units“) im Regelbetrieb:

• Wilhelmshaven I und II,
• Brunsbüttel und
• Mukran.

Mit Stade befindet sich ein fünfter Standort noch in der Errichtungsphase. Über die deutschen LNG-Terminals wurden im Jahr 2025 rund 9 Prozent der hier verbrauchten Gasmengen bereitgestellt. Zudem hat Deutschland eine geringe eigene Gasförderung, die derzeit rund 5 Prozent des deutschen Verbrauchs ausmacht.

Preis- und Mengenprognosen sind unsicher und nicht verlässlich zu treffen. Das verlässlichste Bild zeigt sich auf den Großhandelsmärkten, die die Einschätzung des Marktes in Form von Preissignalen für die Lieferungen der nächsten Monate widerspiegeln. Die geopolitischen Verwerfungen und Unwägbarkeiten beeinflussen die Preise sehr stark und führen zu hoher Volatilität. Gleichzeitig zeigt sich, dass – Stand Ende August 2026 - der Markt das Preisniveau für Q1/2027 deutlich niedriger einschätzt als für Q4/2026. Würde der Markt jetzt mit einer signifikanten Verknappung der Gasmengen zum Ende des Winters und mit einer entsprechenden Preissteigerung rechnen, würde das unmittelbar in den Großhandelspreisen sichtbar. 

Darüber hinaus halten sich die Gashändler und Lieferanten Flexibilitätsoptionen offen, um auf einen kurzfristigen Leistungsanstieg (zum Beispiel eine Woche Frost) reagieren zu können. Dies können Flexibilitätsklauseln in Lieferverträgen, zusätzliche Mengen in Gasspeichern als Puffer oder finanzielle Produkte sein, um kurzfristige Preisspitzen am Spotmarkt abzusichern.

Gashändler und Lieferanten sichern mit ihren individuellen Beschaffungsportfolios ihre vertraglichen Lieferverpflichtungen ab. Dazu gehören auch Speichermengen. Wie der jeweilige Gashändler oder Lieferant die Versorgung sicherstellt, bleibt ihm überlassen. Gegenüber den vergangenen Jahren ist mit dem Aufbau der inländischen LNG-Terminals eine weitere Säule in der Versorgung gestärkt worden. Die Verantwortung für die Beschaffung und Absicherung der zur Belieferung der eigenen Kunden erforderlichen Gasmengen liegt bei den Gashändlern und Lieferanten. Eine Verpflichtung zur Einspeicherung bestimmter Gasmengen besteht nicht.

Gasverbraucher, die ihren erwarteten Verbrauch im Winter nicht vollständig auf Termin abgesichert haben, sondern auf die Beschaffung zusätzlicher Mengen am Spotmarkt setzen, setzen sich einem erhöhten Preis- und Mengenrisiko aus. Das ist eine bewusste unternehmerische Entscheidung und könnte insbesondere bei Teilen der Industrie in Erwägung gezogen worden sein. 

Haushaltskunden haben in der Regel Festpreisverträge beziehungsweise Verträge mit Preisgarantien, die ein oder zwei Jahre laufen. Dabei werden die Preise je nach Zeitpunkt des Vertragsabschlusses nach Ablauf der jeweiligen Vertragslaufzeit bzw. Preisbindung angepasst. Inwiefern sich höhere Preise aus diesem Sommer unmittelbar beim nächsten Vertrag auf die Endkundenpreise niederschlagen, hängt stark vom jeweiligen Energiebelieferungsvertrag, dessen Vertragslaufzeit sowie dem Beschaffungsportfolio des Lieferanten ab.

Gashändler und Endkundenlieferanten sorgen im Zusammenspiel mit Speicher- und Netzbetreibern für eine Versorgung mit Gas. Der Staat setzt dafür die Rahmenbedingungen und hat für Krisensituationen vorzusorgen. Die Mengenverantwortung liegt bei Händlern und Lieferanten. Sie müssen die zur Belieferung ihrer Kunden erforderlichen Mengen beschaffen und ins deutsche Marktgebiet einspeisen. Die Transportverantwortung liegt bei den Netzbetreibern, die sicherstellen, dass die Gasmengen dorthin gelangen, wo sie verbraucht werden. Die Gasspeicherbetreiber verantworten den technischen Betrieb ihrer Gasspeicheranlagen und vermarkten die Speicherkapazitäten an die Speicherkunden.

Die Absicherung seitens der Händler erfolgt über diversifizierte Beschaffungsportfolios: über langfristige und kurzfristige Verträge, unterschiedliche Lieferquellen, Pipelineimporte, LNG und Speichermengen. Fällt eine Lieferquelle oder Infrastruktur aus, versuchen die Unternehmen zunächst, Mengen über andere Bezugswege und den Markt zu ersetzen. Genau diese Diversifizierung ist heute deutlich breiter als noch vor der Energiekrise.

Gasmengen in den Speichern bieten schnell und im Inland verfügbare Flexibilität. Durch das Marktdesign wird aber im Wesentlichen nur die Handelsfunktion vergütet. Dabei sind neben der Handelsfunktion Gasspeicher auch für die Stabilität des Netzsystems und die Krisenvorsorge essenziell.

Für eine effiziente marktliche Gasspeicherbefüllung müssen weitere Rahmenbedingungen verbessert werden. Kurzfristig gehört dazu, die Kostenbelastung der Speichernutzung zu reduzieren und insbesondere die Konvertierungsumlage an Speichern schnellstmöglich auszusetzen.

Die aktuelle Situation muss aufmerksam beobachtet werden. Die Bundesregierung ist mit marktverzerrenden, preistreibenden Eingriffen sehr vorsichtig. Denn schon Diskussionen über staatlich induzierte Eingriffe können zu Attentismus führen und die weitere Speicherbefüllung hemmen. Wenn die Bundesregierung die Verantwortung für die Wintervorsorge richtigerweise bei den Marktakteuren verortet, dann sollte sie diese von Hemmnissen und unnötigen Kostenbelastungen befreien, um die Wintervorsorge gerade in dieser besonderen Situation zu erleichtern bzw. anzureizen.

• Füllstandsvorgaben führen zu Fehlanreizen, die durch die Erwartung möglicher staatlicher Interventionen die marktliche Speicherbefüllung hemmen. Die deutschen Füllstandsvorgaben laufen Ende März 2027 aus, die europäischen Vorgaben gelten noch bis Ende 2027. Beide sollten nicht verlängert werden. Wichtig ist, dass die gesetzliche Grundlage für die vom Bundeswirtschaftsministerium angekündigte nationale Gasreserve als Instrument der staatlichen Krisenvorsorge nun schnell geschaffen wird.
• Die Bundesregierung betont zu Recht, dass der Import von LNG die zentrale neue Säule der deutschen Gasversorgung darstellt. Aus diesem Grund sollte sie dafür sorgen, dass regulatorische und administrative Hemmnisse, die den kontinuierlichen Import von LNG in die Europäische Union und nach Deutschland behindern, umgehend abgebaut werden. Das umfasst insbesondere die noch nicht erfolgte Benennung der zuständigen Behörde für die Umsetzung der REPowerEU-Prozesse sowie die notwendige Schaffung einer rechtssicheren Übergangslösung für die Erfüllung der Importanforderungen gemäß EU-Methanemissionsverordnung. Der BDEW ist dazu wiederholt auf die Ministerien und Behörden zugegangen.
• Zudem ist es essenziell, mehr langfristige Gaslieferverträge mit verschiedenen Lieferländern abzuschließen, um Versorgungssicherheit weiter zu stärken. Neben dem Abbau rechtlicher und regulatorischer Hürden braucht es Stabilität und Kontinuität, um aus den Energiepartnerschaften konkrete Projekte zwischen Unternehmen zu entwickeln. Mit Blick auf die Transformation hin zu erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Wasserstoff und seinen Derivaten helfen kooperative Ansätze mit den Partnerländern und ein Phase-in & Phase-out Arrangement.

Steigende und womöglich stark steigende Preise sind kein Ausdruck von Marktversagen, sondern spiegeln die ökonomische Knappheit des Gutes Gas wider. Eine Politik, die sich auf Märkte und Marktmechanismen verlässt, hat konsequenterweise Preisvolatilität auszuhalten und darf sich durch kurzfristige Preisausschläge nicht zu überstürzten Markteingriffen hinreißen lassen.

Marktbasierte Instrumente wie Long Term Options (LTOs) können einen Beitrag dazu leisten, gezielt sicherzustellen, dass auch gegen Ende eines Winters noch ausreichende Mengen in den Gasspeichern verfügbar sind, ohne die normale marktliche Speicherbewirtschaftung grundsätzlich zu ersetzen.

LTOs sind ein marktbasiertes Produkt, das eine physische Ein- bzw. Ausspeisung in einer bestimmten geografischen Region oder einem bestimmten Anschlusspunkt erfordert. LTOs gibt es in der „klassischen“ Form als Regelenergieprodukt zum physischen Ausgleich zwecks Systemstabilität sowie als „Sonder-LTO“ zur Füllstandssicherung. Beide Formen haben klar definierte Voraussetzungen, eine Ausschreibung durch THE erfolgt immer nur in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie.

Darüber hinaus ist in § 35c EnWG (sog. „Gasspeichergesetz“) neben den Füllstandsvorgaben auch ein Maßnahmenkatalog enthalten, um die Erreichung der Füllstände zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu unterstützen. Hierzu gehört die Ausschreibung von Strategic Storage-Based Options (SSBOs) und ggf. eines weiterentwickelten strategischen Befüllungsinstruments (SBI) durch THE. Voraussetzung ist die Zustimmung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur. Gesetzliche Maßgabe ist, dass ein solcher staatlich veranlasster Markteingriff einer Gefährdung der sicheren Versorgung bedarf. Während die ursprünglich im Jahr 2022 eingesetzten SSBOs neben der Befüllung auch eine Abrufoption enthielten, wurden 2025 Überlegungen zur Weiterentwicklung des SBI als reines Befüllungsinstrument diskutiert.

Der Vorteil eines strategischen Befüllungsinstruments liegt in der gezielten Absicherung zusätzlicher Speichermengen. Gleichzeitig können solche Ausschreibungen Preise treiben, Spreads beeinflussen und marktgetriebene Einspeicherungen verdrängen.

Aufgabe des Staates ist es, verlässliche Rahmenbedingungen zu setzen und Vorsorge für extreme Krisenereignisse zu treffen, die durch den Markt nicht antizipiert werden können. Vor diesem Hintergrund ist die Einführung einer nationalen Gasreserve sinnvoll, um für klar definierte außergewöhnliche Extremsituationen und Gasmangellagen die staatliche Handlungsfähigkeit zu sichern. Sie sollte jedoch deutlich vom normalen Marktgeschehen abgegrenzt bleiben und nicht der laufenden Preissteuerung oder der Erfüllung regulärer Lieferverpflichtungen dienen.

Das Bundeswirtschaftsministerium hat hierfür im Juli 2026 ein gutes Konzept vorgestellt. Der rechtliche Rahmen sollte nun zügig zu geschaffen werden, damit die nationale Gasreserve ab dem kommenden Jahr sukzessive aufgebaut werden kann.

Sollte es beispielsweise durch einen ungeplanten Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen oder einen geopolitisch bedingten Lieferstopp – auch oder gerade in Kombination mit gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen – zu einem gravierenden physischen Engpass kommen, greifen staatliche Krisenmechanismen (Notfallplan der Bundesrepublik Deutschland, PDF).

In der Notfallstufe, die von der Bundesregierung im Fall einer Gasmangellage ausgerufen werden kann, ergreift die Bundesnetzagentur in ihrer Rolle als Bundeslastverteiler verschiedene Maßnahmen, um den Engpass aufzulösen (Bundeslastverteilerprozesse).