Die Gasvorsorge für den Winter wird zur Chefsache: Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche reagiert auf die niedrigen Füllstände in den Speichern und ordnet das Staatsunternehmen Sefe an, vermehrt Erdgas einzuspeichern. Kurz vor Beginn der Heizperiode steht die deutsche Gasversorgung unter Druck. Futures des europäischen TTF-Kontrakts stiegen im September zwischenzeitlich auf mehr als 80 Euro je Megawattstunde und erreichten damit den höchsten Stand seit Dezember 2022. Gleichzeitig sind die deutschen Speicher ungewöhnlich niedrig gefüllt. Am 29. September lag der Speicherstand bei rund 58 Prozent und damit deutlich unter dem Ziel von 80 Prozent zum 1. November. Auch im EU-Durchschnitt liegen die Bestände noch von ihrem Soll entfernt. Deutschland gehört neben den Niederlanden zu den Ländern, die beim Aufbau ihrer Reserven besonders hinterherhinken.
Der niedrige Füllstand bedeutet nicht, dass Deutschland unmittelbar das Gas ausgeht. Der Verbrauch in der EU liegt generell etwa 15 bis 20 Prozent unter dem Niveau von 2021. Der Sicherheitspuffer fällt jedoch kleiner aus. Damit wächst die Abhängigkeit von kontinuierlichen LNG-Lieferungen während des Winters. Und das ausgerechnet in einer Phase, in der geopolitische Konflikte die weltweit verfügbaren Mengen ohnehin einschränken.
„Bei Deutschland können Prozentangaben über das tatsächliche Risiko hinwegtäuschen“, sagt Jens Klatt, Marktanalyst beim Online-Broker XTB. „Deutschland verfügt über enorme Speicherkapazitäten. Ein prozentualer Rückstand entspricht deshalb absoluten Gasmengen in Milliarden Kubikmetern, die dem europäischen Markt fehlen. Zugleich besitzt Deutschland im Gegensatz zu Italien, Spanien oder Polen historisch keine staatlich verordneten strategischen Reserven im gleichen Ausmaß. Die Forderung der Internationalen Energieagentur nach einer zusätzlichen Absicherung ist deshalb für Deutschland besonders relevant.“
Hohe Gaspreise bremsen das Auffüllen der Speicher
Normalerweise kaufen Versorger im Sommer günstigeres Gas ein, speichern es und verkaufen es in der Heizperiode zu höheren Preisen. Der aktuelle Markt stellt dieses Geschäftsmodell auf den Kopf: Die Krise hat vor allem die kurzfristigen Preise nach oben getrieben, während der Markt für das Jahresende mit einer besseren Versorgungslage rechnet. Dadurch sinkt der wirtschaftliche Anreiz, jetzt Gas einzulagern.
Die Internationale Energieagentur empfiehlt, kommerzielle Speicherstände durch strategische Reserven zu ergänzen, die ausschließlich in Notfällen freigegeben werden. Andere europäische Staaten nutzen solche Mechanismen bereits. Im Jahr 2025 waren in der Europäischen Union schätzungsweise zwölf Milliarden Kubikmeter Gas als strategische Reserve gespeichert. Das entsprach etwa 3,5 Prozent des jährlichen Verbrauchs und zwölf Prozent der Arbeitsgaskapazität.
„Das Bundeswirtschaftsministerium beginnt zwar damit, Gas über einen bundeseigenen Importeur zuzukaufen. Die Versorgungslage sollte jetzt aber weiter abgesichert werden“, so Klatt. „Hohe Preise machen die notwendige Einlagerung allerdings teuer und wirtschaftlich wenig attraktiv. Ohne koordinierte Beschaffung, flexible Verträge und zusätzliche strategische Reserven bleibt Deutschland stark davon abhängig, dass während des gesamten Winters ausreichend LNG auf dem Weltmarkt verfügbar ist.“
Deutschlands Speicher sichern auch Nachbarländer ab
Deutschland ist nicht nur der größte Gasverbraucher Europas, sondern zugleich ein wichtiges Transitland für Mitteleuropa. Binnenländer wie Österreich, Tschechien und die Slowakei sind auf Gasflüsse durch deutsche Netze und Speicher angewiesen. Ein deutscher Rückstand beim Speicheraufbau betrifft deshalb nicht nur deutsche Haushalte und Unternehmen, sondern schwächt Sicherheitspuffer einer ganzen Region.
„Deutschland übernimmt im europäischen Gasmarkt die Funktion einer Drehscheibe“, sagt Klatt. „Wenn es bereits bei Preisen von rund 80 Euro je Megawattstunde schwierig wird, die Speicher ausreichend zu füllen, steigt das Risiko für die deutsche Industrie und für die Versorgung der mitteleuropäischen Nachbarländer. Ein weiterer Preissprung auf 100 Euro würde diese Lage erheblich verschärfen.“
LNG-Abhängigkeit trifft auf Engpässe im Nahen Osten
Nach dem weitgehenden Wegfall russischer Pipeline-Lieferungen hat Deutschland in kurzer Zeit eigene schwimmende LNG-Terminals aufgebaut. Die zusätzliche Infrastruktur erweitert die Importmöglichkeiten, schafft aber kein zusätzliches Gas. Europäische Käufer müssen die verfügbaren Ladungen weiterhin auf dem globalen Markt ersteigern. Zu den wichtigsten Lieferanten Deutschlands zählen die USA und Katar.
Der Krieg zwischen den USA und Iran trifft damit einen besonders verwundbaren Teil der deutschen Energieversorgung. Vor dem Konflikt liefen rund 20 Prozent des weltweiten LNG-Handels durch die Straße von Hormus. Ihre faktische Schließung hat Transporte über mehrere Monate blockiert. Zugleich beschädigten Angriffe im März zwei Produktionseinheiten des katarischen Ras-Laffan-Komplexes. Dadurch fielen jährlich rund 17 Milliarden Kubikmeter Kapazität aus, also etwa 17 Prozent der katarischen LNG-Exportkapazität. Die Internationale Energieagentur IEA rechnet mit Reparaturarbeiten von drei bis fünf Jahren.
„Deutschland muss verbleibende freie LNG-Ladungen nun im Wettbewerb mit großen asiatischen Käufern wie China und Japan sichern“, erklärt Klatt. „Weil der Konflikt sowohl Katar als auch die USA als zentrale Lieferanten berührt, steigt nicht nur der Preis. Auch die Frage, ob kurzfristig überhaupt genügend Ladungen verfügbar sind, gewinnt an Bedeutung.“
Ab 70 bis 80 Euro geraten energieintensive Branchen unter Druck
Goldman Sachs geht in seinem Basisszenario von einem TTF-Preis von 50 Euro je Megawattstunde aus. Sollten sich die Exporte aus dem Nahen Osten jedoch nur langsam erholen, könnte der Dezember-Kontrakt nach Einschätzung der Bank auf mehr als 100 Euro steigen. Ein solches Preisniveau wäre erforderlich, damit Europa genügend LNG-Ladungen vom Weltmarkt anzieht. Dabei handelt es sich um ein Risikoszenario und nicht um die zentrale Prognose der Bank.
Schon Preise von mehr als 50 Euro belasten die Margen vieler Unternehmen. Bei etwa 70 bis 80 Euro verschärft sich die Lage insbesondere für energieintensive Branchen wie Chemie, Stahl, Glas, Papier und Keramik. „Bei einem Gaspreis von mehr als 100 Euro je Megawattstunde wird es für die deutsche Industrie dunkel“, warnt der XTB-Marktexperte. „Dann droht eine zweite Welle von Produktionsdrosselungen und Kurzarbeit. Hält ein solches Preisniveau länger an, dürften Unternehmen weitere Kapazitäten ins Ausland verlagern, was die Deindustrialisierung beschleunigen dürfte.“
Haushalte spüren den Preisschub mit Verzögerung
Die höheren Großhandelspreise erreichen die meisten Verbraucher nicht sofort. Deutsche Stadtwerke und Versorger kaufen einen großen Teil ihres Gasbedarfs langfristig im Voraus und sichern Preise ab. Die aktuelle Entwicklung dürfte sich deshalb überwiegend mit einer Verzögerung von sechs bis zwölf Monaten in den Endkundentarifen niederschlagen – und damit möglicherweise erst in der Heizperiode 2027/2028. Neukunden sowie Haushalte mit dynamischen oder unmittelbar am Spotmarkt orientierten Tarifen können die Preissteigerungen dagegen früher spüren.
„Besonders verletzlich sind einkommensschwache Haushalte und Mieterinnen und Mieter in energetisch unsanierten Altbauten“, sagt Klatt. „Sie können ihren Verbrauch häufig kaum kurzfristig reduzieren und haben wenig Spielraum, steigende Abschläge aufzufangen. Auch kleine mittelständische Betriebe wie Bäckereien stehen unter Druck, weil ihnen die umfassenden Absicherungsinstrumente großer Industrieunternehmen fehlen.“
Eine schnelle Entspannung zeichnet sich nicht ab. Zwar hat Europa seine jährliche LNG-Importkapazität seit der Energiekrise 2022/2023 um mehr als 50 Milliarden Kubikmeter ausgebaut. Ob die zusätzlichen Terminals ausgelastet werden können, hängt jedoch von der globalen Verfügbarkeit und vom Preis der Ladungen ab. „Deutschland hat seine LNG-Infrastruktur schnell erweitert, doch Terminals allein garantieren noch keine Versorgung“, so Klatt. „Entscheidend ist, ob Europa ausreichend Gas auf dem Weltmarkt beschaffen und gleichzeitig die Speicher auffüllen kann. Je später der Aufbau der Reserven beginnt, desto stärker bestimmen Wetter, geopolitische Entwicklungen und der internationale Bieterwettstreit den Preis.“
