BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – Die deutschen Gasspeicher sind aktuell nur zu 50,2 Prozent gefüllt. Damit liegt der Stand laut Angaben des Branchenverbands für die Jahreszeit so niedrig wie seit Beginn der Aufzeichnungen 2011 nicht. Hintergrund ist vor allem der stark verteuerte LNG-Markt, weil die Straße von Hormus im Kontext des Iran-Kriegs weiter geschlossen bleibt. Die Bundesregierung erwartet zwar keine Gasmangellage im kommenden Winter, mahnt aber eine weniger komfortable Lage als in den beiden Vorwintern an.
Die Diskussion um „halb voll oder halb leer“ bekommt bei den deutschen Gasspeichern eine überraschend klare Messgröße: Am Donnerstagmorgen lagen sie bei 50,2 Prozent. Für diese Jahreszeit ist das nach Angaben des Gasspeicher-Branchenverbands der niedrigste Stand seit Beginn der Aufzeichnungen im Jahr 2011. Der Geschäftsführer der Initiative Energien Speichern (Ines), Sebastian Heinermann, ordnet das als historischen Tiefstand ein, während ein Blick zurück zeigt, wie stark sich das Tempo verändert hat: Vor einem Jahr lag der Füllstand zum gleichen Datum bei 67,4 Prozent.
Technisch betrachtet spiegelt dieser Rückstand nicht nur kurzfristige Wettereffekte wider, sondern auch die Anreizstruktur am Markt. Normalerweise kaufen Großhändler im Sommer Erdgas günstig ein, füllen Speicher und verkaufen im Winter zu höheren Preisen weiter. Genau dieses „fast von selbst“ funktionierende Muster wird aber durch die aktuelle Preislogik ausgehebelt. Wenn Energiepreise wegen geopolitischer Spannungen stark steigen, lohnt sich eine Einspeicherung häufig weniger, weil die Opportunitätskosten steigen und sich die erwartete Spanne zwischen Sommer- und Wintermarkt zusammenschiebt.
Damit rückt auch die Frage in den Fokus, welche Zielwerte eigentlich gelten. Für Deutschland existiert eine Verordnung, wonach die Speicher am 1. November durchschnittlich zu 70 Prozent gefüllt sein sollen. Am 1. Februar sind es dann noch 30 Prozent, in einzelnen Speichern sogar 40 Prozent. Gleichzeitig zeigen Zahlen zur Marktseite den Engpass: Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums sind derzeit etwa 74 Prozent der Speicherkapazitäten von Gasgroßhändlern gebucht. Falls Buchungen nicht genutzt werden, müssen die Betreiber die nicht genutzten Kapazitäten dem Marktgebietsverantwortlichen zur Verfügung stellen, der in Deutschland mit Trading Hub Europe (THE) benannt ist. Im Extremfall kann THE dann in staatlichem Auftrag Gas einkaufen und einspeichern – ein Mechanismus, der bereits 2022 als Reaktionsoption genutzt wurde.
Für die unmittelbare Risikoabschätzung verweist das Ministerium auf seinen aktuellen Erkenntnisstand: Eine Gasmangellage im kommenden Winter sei nicht zu erwarten. Gleichzeitig heißt es, die Lage sei weniger komfortabel als in den vergangenen beiden Wintern. Besonders genannt werden können in diesem Umfeld geopolitische Entwicklungen sowie außergewöhnliche Wetter- oder Infrastrukturszenarien, die zu zusätzlichen Belastungen führen. Parallel dazu beobachtet das Ministerium nach eigenen Angaben unter anderem Speicherstände, Importmengen und die internationalen Märkte fortlaufend – also genau die Größen, die im Krisenfall entscheiden, ob Sicherheitsmargen ausreichen oder ob weitere Eingriffe notwendig werden.
Dass der Markt derzeit so nervös ist, hängt unmittelbar mit dem LNG-Geschehen zusammen: Der Preis im Großhandel steigt laut Quelle vor allem wegen des Iran-Kriegs. Maßgeblich ist dabei die Straße von Hormus, die für den Welthandel mit Flüssigerdgas (LNG) wichtige Verbindungsroute ist und weiter geschlossen bleibt. Auch ohne dass der „Umweg“ zwangsläufig die gesamte EU betrifft, wirkt die globale Nachfrage auf die Preise: Laut Gas- und Wasserstoffwirtschaft werden durch die Straße etwa 30 Prozent des weltweit verschifften Rohöls und 20 Prozent des globalen Flüssigerdgases transportiert. Wenn sich Transporte verlängern oder Kapazitäten verknappen, erhöht das den Druck auf Terminkurven und Vorhaltepreise – und damit auch auf die Entscheidung, ob sich Einspeicherung im Sommer überhaupt noch lohnt.
Wer in diesem System konkret Gas einkauft, folgt grundsätzlich einer Logik, die man aus anderen frei handelbaren Gütern kennt. Produzenten verkaufen an Großhändler, die das Erdgas nach Deutschland importieren und anschließend weiterreichen, etwa an Stadtwerke und andere Energieversorger. Haushaltskunden schließen dann Lieferverträge mit diesen Firmen ab. Auf der B2B-Seite treten häufig auch Direktlieferverträge auf, etwa bei großen Kunden, die direkt mit Großhändlern wie Uniper arbeiten. Entscheidend für die Versorgungssicherheit ist daher nicht nur „wie viel“ gespeicherte Menge vorhanden ist, sondern auch, wie zuverlässig die laufende Lieferkette funktioniert.
Hier liefert die Importstruktur einen weiteren Realitätscheck. Deutschlands wichtigster Lieferant war im vergangenen Jahr laut Bundesnetzagentur Norwegen mit 44 Prozent; der Großteil gelangte per Pipeline ins Land. Dahinter folgten die Niederlande (24 Prozent) und Belgien (21 Prozent) als Transitländer. Dieses Pipeline-Gas dürfte laut Quelle zum Großteil zunächst per Schiff als verflüssigtes Erdgas die EU erreicht haben. Rund zehn Prozent der Erdgasimporte kamen über deutsche Importterminals; fast alles davon stammte aus den USA, dem weltweit größten LNG-Produzenten. Zusätzlich wird in Deutschland zwar Erdgas gefördert, allerdings handelt es sich dabei um vergleichsweise geringe Mengen. Die Frage lautet damit: Sind diese Wege robust genug, wenn einzelne Infrastrukturbausteine ausfallen oder Transportwege gestört werden?
Genau diesen Punkt betont auch die politische Debatte. Der energiepolitische Sprecher der Grünen-Fraktion, Michael Kellner, warnt laut Bericht davor, Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) würde das Land tiefer in Abhängigkeit von den USA und ihrem „unberechenbaren“ Präsidenten Donald Trump treiben. In dem Zusammenhang sagt Kellner, extreme Gefahrenlagen seien nicht auszuschließen. Als Beispiel nennt er, dass im letzten Winter ein Terminal ausgefallen sei, weil die Ostsee gefroren war und Eisbrecher ausfielen; zudem steige seiner Darstellung nach auch das Risiko von Terroranschlägen auf Infrastruktur und Versorgungswege. Für Unternehmen und Versorgungsnetzbetreiber ist das vor allem eine operative Botschaft: Ein Markt, der zwar rechnerisch keine Mangellage erwartet, kann dennoch kurzfristig teuer bleiben – und die Speicherpolitik muss darauf vorbereitet sein, dass „gebucht“ nicht automatisch „verfügbar“ bedeutet.
Für die nächsten Schritte ergibt sich daraus ein klares Spannungsfeld zwischen Planwerten und Marktmechanik. Die Speicherziele nach Verordnung geben zwar einen Takt vor, aber die Befüllung hängt am Ende an Preisrelationen, Transportzeiten und internationalen Angebotsbedingungen. Wenn LNG-Kapazitäten durch Schifffahrtsrisiken gebremst werden, steigt der Wert von Flexibilität: Betreiber müssen Buchungen und Einspeiseentscheidungen laufend mit der Beschaffungssituation abgleichen, während Marktgebietsverantwortliche im Hintergrund als „Rückversicherung“ bereitstehen. Gleichzeitig bleibt die politische Debatte ein Risiko- und Entscheidungsfaktor, weil sie beeinflussen kann, wie schnell Zusatzmaßnahmen umgesetzt werden, falls sich die Lage doch verschärft.
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