In Deutschland fallen die Gasspeicherfüllstände kurz vor dem Winter auf 61 Prozent, und das erhöht das Risiko einer Angebotslücke in extrem kalten Monaten. Die Interessenvertretung der Gas- und Wasserstoffspeicherbetreiber (INES) modelliert Szenarien, die zeigen, wie rasch Nachfrage und Versorgung auseinanderdriften können, wenn die Temperaturen deutlich unter dem Durchschnitt liegen. Die Analyse verbindet konkrete Zahlen, operative Engpässe und politische Handlungsoptionen zu einem praxisnahen Lagebild.
2027: Wie hoch ist das Ausfallrisiko in den Wintermonaten?
INES berechnet für die Monate Januar bis März 2027 in einem starken Kälteszenario ein kumulatives Defizit von bis zu 6,6 Terawattstunden. Um das einzuordnen: Diese Menge entspricht in etwa 1,5 Tagen des gesamten deutschen Gasverbrauchs im Winter. Die Modellierung zeigt außerdem, dass an einzelnen Spitzentagen die Lücke auf rund 1,7 Terawattstunden steigen kann – das sind etwa 40 Prozent des durchschnittlichen Tagesverbrauchs im Januar 2026. Die zugrunde liegenden Annahmen orientieren sich an historischen
Speicherfüllständen. INES hebt drei unmittelbar zusammenwirkende Faktoren hervor: 1) Spitzenverbrauch bei Kältewellen, 2) begrenzte kurzfristige Importflexibilität über Pipeline- und LNG-Kapazitäten, 3) operative und marktgetriebene Entscheidungen der Speicherbetreiber, die derzeit Gewinne aus Vermarktungspotenzialen ziehen.
Welche Konkretenmaßnahmen schlägt INES vor?
INES fordert eine Kombination aus rechtlichen, finanziellen und strategischen Instrumenten, um Füllstände zu erhöhen und Versorgungssicherheit zu stärken:
Finanzielle Anreize: Staatliche Zuschüsse oder Ausgleichszahlungen, die Betreiber dafür belohnen, Kapazitäten in der Vorbereitungsphase aktiv zu belegen statt kurzfristig zu vermarkten.
Pflichtnutzung und Regulierung: Gesetzliche Vorgaben, die Mindestfüllstände oder Reserveschichten vorschreiben, damit Speicherkapazitäten im Bedarfsfall abrufbar sind.
Strategische Staatsreserven: Aufbau eines staatlich gruplierten strategischen Gasspeichers, ähnlich militärischer Reserven, den die Bundesrepublik bei extremen Bedarfen anzapfen kann.
INES argumentiert, dass diese Maßnahmen lokal umsetzbar und wirksam kurzfristig wären, weil sie die Anreize der Marktakteure direkt verändern und so schneller Ladegrade erhöhen als rein marktbasierte Mechanismen.
Worin liegt der ökonomische Anreiz der Speicherbetreiber? Höhere regulatorische Mindestfüllstände reduzieren kurzfristig den Handelsfreiraum, schaffen aber langfristig zuverlässige Einnahmequellen durch staatlich abgesicherte Ausgleichszahlungen oder Verträge zur strategischen Reservehaltung.
Reichen Pipelines und LNG-Terminals als Puffer?
INES warnt, dass Pipeline- und LNG-Importkapazitäten in Extremzeiten nicht beliebig skalierbar sind. Grüne sind physische Begrenzungen der Durchsatzmengen, Vorlaufzeiten für LNG-Navire und Engpässe in der Netzinfrastruktur beim Einspeisen zusätzlicher Mengen. Die Bundesnetzagentur sieht die Lage weniger kritisch: Sie bezeichnet verfügbare Importmöglichkeiten und bewertet die Wahrscheinlichkeit eines umfassenden Angebotsengpasses derzeit als gering. Diese gegensätzlichen Einschätzungen basieren auf unterschiedlichen Annahmen zu Annahmen über Importzumutbarkeit, politische Risiken im Lieferkettenumfeld und den Reaktionsgeschwindigkeiten von Marktakteuren.
Wie würden Schutzmechanismen in der Praxis
kurzfristige Vereinbarung mit LNG-Anbietern für optionale Lieferfenster.
2. Mittelfristmaßnahme (3–12 Monate): Gesetzliche Mindestfüllstandsvorgaben für die Saisonvorbereitung; Vertragsmodelle für staatlich garantierte Ausgleichszahlungen in Kälteszenarien.
3. Langfristmaßnahme (>12 Monate): Aufbau strategischer Reserven unter staatlicher Uzmanle, Ausbau von Einspeisekapazitäten für LNG und Erhöhung der Systemresilienz durch Netzausbau und koordinierte Marktregeln.
Diese Stufen erlauben schnelle Reaktionen ohne langfristige Marktverzerrungen und schaffen gleichzeitig dauerhafte Resilienzmechanismen.
Welche Daten und Beispiele untermauern die Dringlichkeit?
Die Kernzahlen aus INES-Modellen (61 Prozent Füllstand, bis 6,6 TWh Defizit in drei Monaten, 1,7 TWh Spitzendefizit an einzelnen Tagen) bieten konkrete Planungsgrößen. Praxisbeispiele zeigen, dass in früheren Krisensituationen – etwa bei plötzlichen Lieferschwankungen oder Ausfällen – genau die Speicherschichten den Unterschied zwischen kurzfristigen Engpässen und systemweiter Knappheit gemacht haben. Länder mit strategischen Reserven konnten Lieferlücken wieder auffangen, während reiner Marktzugang ohne Reserven zu Preisspitzen und rationierungsnahen Situationen geführt wurde.
Was sollten Politik und Betreiber jetzt konkret tun?
Empfehlung: Politik und Betreiber sollten schnell ein abgestuftes Paket implementieren, das unmittelbare finanzielle Anreize, verbindliche Mindeststände und den Aufbau einer strategischen Reserve kombiniert. Parallel sind technische Maßnahmen wie schnellere Anbindung von LNG-Terminals und Flexibilisierung bei Verteilnetzen nötig. Transparente, allgemeinverständliche Veröffentlichungen der täglichen Speicherstände und klar definierte Auslösebedingungen für staatliche Reserven stärken das Vertrauen und die Planbarkeit für Industrie und Verbraucher.
Eine koordinierte Umsetzung minimiert das Risiko, in einem extremen Winter kurzfristig in eine Versorgungskrise zu geraten, und schafft gleichzeitig stabilere Rahmenbedingungen für die Betreiber.
Schlussfolgerung
Die gegenwärtigen Füllstände der Gasspeicher sowie die modellierten Extremszenarien von INES zeigen ein handhabbares, aber reales Riskiko. Präventive Maßnahmen – gezelte finanzielle Anreize, rechtliche Mindestfüllstände und die Etablierung einer staatlich gruppierten Reserve – bieten eine praktikable Kombination aus kurzfristiger Abhilfe und langfristiger Absicherung. Deutschland kann so die Lücke zwischen kurzfristiger Importflexibilität und der erforderlichen saisonalen Pufferkapazität schließen.
Deutschlands Erdgas-Speicher sind nur noch zu 61 % gefüllt – Folgen für Versorgungssicherheit, Preise und Wintervorbereitung werden deutlicher.
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