Deutschlands Gasfalle

Die nackten Zahlen

Mitte Juli 2026 sind die deutschen Erdgasspeicher zu rund 44 Prozent gefüllt — nach einer fortschreitenden Talfahrt, die über den vielzitierten Tiefpunkt vom 9. Februar (27 Prozent) noch deutlich hinausging: Erst Mitte April erreichten die Speicher mit rund 23 Prozent ihren tatsächlichen Tiefstand, bevor die Wiederbefüllung spürbar einsetzte (1). Auch nach dieser Erholung liegt der Wert weiterhin unter dem europäischen Mittel von knapp 52 Prozent. Das gesetzliche Ziel von 80 Prozent zum 1. November bleibt unter realistischen Annahmen außer Reichweite. Bei den in guten Sommermonaten üblichen vier bis sechs Prozentpunkten Einspeicherung pro Monat läge Deutschland bei den verbleibenden dreieinhalb Monaten bis zum Stichtag im Winter bestenfalls bei 62 bis 65 Prozent — deutlich unter dem gesetzlichen Ziel und unter den knapp 75 Prozent, mit denen der letzte Winter begann und die sich bereits als eng erwiesen.

Eine zweite Herleitung, ausgehend vom tatsächlichen Tiefpunkt Mitte April, bestätigt zumindest die Größenordnung: Die reale Einspeicherrate seit dem 16. April lag bei rund 7 Prozentpunkten pro Monat, am oberen Rand der literaturüblichen Spanne. Linear fortgeschrieben auf den 1. November ergäbe das einen Füllstand von rund 70 Prozent — optimistischer als die erste Schätzung, aber weiterhin unter dem gesetzlichen Ziel.

Diese zweite Rechnung ist eine einfache lineare Fortschreibung des Erholungstrends seit dem tatsächlichen Tiefpunkt und blendet saisonale Effekte aus; sie ersetzt die erste, konservativere Schätzung nicht, zeigt aber, dass beide Herleitungen unabhängig voneinander zum selben Grundbefund kommen: Das gesetzliche Ziel wird ohne zusätzliche Maßnahmen verfehlt, selbst unter der optimistischeren Annahme.

Statt die zum Jahreswechsel abgeschaffte Gasspeicherumlage wiederzubeleben, finanziert die Bundesregierung Notbefüllungen nun direkt aus dem Klima- und Transformationsfonds und bereitet eine staatliche strategische Gasreserve von rund 24 Terawattstunden vor — ausgelöst auch durch den Krieg zwischen Israel und dem Iran, der den europäischen Gaspreis im Frühjahr zeitweise auf über 70 Euro je Megawattstunde trieb (2).

Diese Reserve ist jedoch kein Ersatz für ausreichende reguläre Speicherfüllstände und frühestens ab dem Jahr 2027 einsatzbereit, also nicht rechtzeitig für den kommenden Winter. Amtlich eingeordnet befindet sich Deutschland dabei seit dem 1. Juli 2025 durchgehend in der Frühwarnstufe des Notfallplans Gas, der ersten von drei Eskalationsstufen, die zwar noch keine staatlichen Markteingriffe erlaubt, aber bereits ein ständig tagendes Krisenteam aus Bundesregierung, Bundesnetzagentur und Marktakteuren notwendig macht (15).

Die verschwiegene dritte Dimension: das Kissengas

Damit die Zahl 44 Prozent nicht missverständlich bleibt, braucht es eine technische Klarstellung, die im öffentlichen Diskurs fast nie vorkommt. Jeder Erdgasspeicher enthält neben dem entnehmbaren Arbeitsgas ein permanentes Kissengas, den Druckpuffer, der die geologische Struktur stabil hält. Bei Porenspeichern, die einen erheblichen Teil der deutschen Kapazität stellen, macht dieses Kissengas bis zu 65 Prozent des Gesamtvolumens aus, bei Kavernenspeichern rund ein Viertel (3). Die offiziell kommunizierten Füllstände beziehen sich ausschließlich auf das Arbeitsgas, das Kissengas ist darin nicht einmal enthalten, weil es strukturell gebunden ist. Eine Teilentnahme in extremen Notlagen ist technisch möglich, führt aber bei Porenspeichern zu irreversiblen geologischen Schäden durch eindringendes Grundwasser und bei Kavernenspeichern zu Strukturverlust. Der wahre Puffer ist damit genau 44 Prozent — und null darunter.

Gas ist mehr als Heizung

Der öffentliche Diskurs reduziert Gasversorgung häufig auf die Heizperiode. Das ist gefährlich verkürzt, denn Gas erfüllt drei gleichzeitig konkurrierende Funktionen: Es heizt rund die Hälfte aller deutschen Haushalte. Es lieferte im Jahr 2025 mit 60,6 Milliarden Kilowattstunden knapp 14 Prozent des deutschen Stroms — als primäres Backup-System für Dunkelflauten, also genau dann, wenn auch Heizwärme am dringendsten gebraucht wird (4). Und es versorgt energieintensive Industrien wie Chemie, Glas, Stahl und Papier.

Alle drei Bedarfe treten in ihrer Spitze gleichzeitig auf, in einem kalten, windschwachen Winter. Es gibt dann keine Priorisierung ohne Kollateralschäden: Heizung oder Strom oder Industrie.

Warum das System versagt — nicht die Personen

Es wäre bequem, die Verantwortlichen als inkompetent zu bezeichnen. Die Realität ist strukturell, nicht personell. Energieinfrastruktur braucht Planungshorizonte von zehn bis zwanzig Jahren, politische Systeme operieren in Vierjahresrhythmen. Maßnahmen mit sofort sichtbaren Kosten und erst später wirksamem Nutzen werden systematisch unterinvestiert. Dazu kommt Ressortdenken: Das Wirtschaftsministerium denkt in Versorgungssicherheit, das Umweltministerium in Kohlendioxid-Bilanzen, das Innenministerium in Katastrophenschutz. Niemand ist institutionell für das Zusammenspiel aller drei Dimensionen zuständig.

Und schließlich Haftungsfreiheit bei Systemversagen:

Kein Minister haftet persönlich für einen Blackout, keine Planungsbehörde verliert etwas, wenn die Speicher im Februar unter die gesetzliche Mindestmarke fallen.

Das Gesetz schreibt für den 1. Februar einen Mindestfüllstand von 30 Prozent vor — pro einzelner Speicherbuchung, nicht als nationale Gesamtzahl. Wer als Speicherkunde diese Marke reißt, dem wird die ungenutzte Kapazität entzogen und dem Marktgebietsverantwortlichen (THE) übergeben; zusätzlich kann die Bundesnetzagentur ein Bußgeld verhängen (19). Sanktioniert werden damit ausschließlich private Unternehmen, die ihre eigene Buchung nicht erfüllen, nicht die politische Ebene, die für das Fehlen einer wirksamen Umlage-Nachfolgeregelung verantwortlich ist. Die Gewinne des Systems sind privatisiert, die Verluste sozialisiert; unter diesen Bedingungen ist Risikooptimismus rational.

Es gibt noch einen fünften Grund für die niedrigen Füllstände, der im öffentlichen Diskurs kaum vorkommt: Wenn energieintensive Unternehmen, etwa aus der Chemie-, Glas- oder Zementindustrie, bei hohen Gaspreisen ihre Produktion drosseln oder Mitarbeiter in Kurzarbeit schicken, kaufen ihre Energiehändler in der Folge weniger Gas ein. Weniger eingekauftes Gas bedeutet aber auch weniger wirtschaftlichen Anreiz, gebuchte Speicherkapazität tatsächlich zu befüllen — denn wozu teures Gas einlagern, das am Ende niemand abnimmt? Was auf den ersten Blick wie eine reine Marktanpassung aussieht, ist in Wahrheit eine stille Erosion der Industrieproduktion: Die niedrigen Füllstände spiegeln nicht nur zu zögerliches Einspeichern, sondern auch bereits eingetretenen wirtschaftlichen Schaden.

Dass es auch anders geht, zeigt ein Blick über die Grenze. Deutschland hat mit rund 247 Terawattstunden die größte Gasspeicherkapazität der gesamten EU, lag aber im April 2026 mit nur rund 22 bis 23 Prozent Füllstand unter fast allen anderen großen Speicherländern: Portugal erreichte zum Vergleich 91 Prozent, Spanien 62 Prozent, Italien 44 Prozent (16). Ein wesentlicher Grund dafür liegt im Systemdesign: Spaniens Gasinfrastruktur wird vom regulierten Monopolisten Enagás betrieben, dessen Erträge über staatlich festgelegte Tarife abgesichert sind; anders als in Deutschland gibt es dort kaum Spielraum für die „Lohnt sich gerade nicht“-Entscheidung einzelner Marktteilnehmer, die hierzulande die Sommerbefüllung ausbremst (17). Das legt nahe: Die niedrigen deutschen Füllstände sind kein europaweites Naturgesetz, sondern zumindest teilweise eine Folge der spezifisch deutschen Marktarchitektur.

Was jetzt zu tun wäre

Ehrliche Krisenpolitik beginnt mit der Anerkennung, dass es keine schmerzfreien Optionen mehr gibt. Kurzfristig braucht es einen wirksamen Marktanreiz zur Sommerbefüllung, denn die Abschaffung der alten Umlage hat eine Lücke hinterlassen, die noch niemand geschlossen hat. Dazu kommt eine ehrliche öffentliche Kommunikation der Lage statt Verharmlosung sowie eine formalisierte industrielle Laststeuerung mit fairer Entschädigung. Die Bundesnetzagentur hat für eine der drei Dimensionen bereits reagiert: Am 22. Mai 2026 wurde der Bedarf an Netzreservekraftwerken für den Winter 2026/27 auf 7.407 Megawatt festgesetzt, davon 4.742 Megawatt aus deutschen Reservekraftwerken, überwiegend Kohle (5).

Das ist ein amtlicher Beleg für den unzureichenden Netzausbau und ein Sicherheitspuffer — aber ausschließlich für die Stromdimension und selbst dort nur ein Bruchteil: Die gesamte installierte Gaskraftwerksleistung in Deutschland liegt bei rund 30 Gigawatt, gut das Vierfache der kompletten Netzreserve. Für die Wärmeversorgung der Haushalte und den Gasbedarf der Industrie existiert kein vergleichbarer Reservemechanismus. Wenn im Winter das Gas knapp wird, bleiben genau diese beiden Dimensionen ungeschützt, während für die dritte immerhin ein winziges Sicherheitsnetz besteht.

Mittelfristig braucht es einen beschleunigten Ausbau der Speicherkapazitäten und eine ehrliche Wasserstoffstrategie, die nicht als Ausrede für Untätigkeit heute dient, sowie institutionalisierte europäische Solidaritätsmechanismen.

Strukturell braucht es mehr: eine unabhängige Systemrisikobehörde nach dem Vorbild der Bundesbank, Langfristbudgetierung für kritische Infrastruktur jenseits des jährlichen Haushaltsrhythmus und eine gesetzliche Pflicht zu öffentlicher, unverblümter Risikokommunikation.

Ein konkretes Vorbild für den eingangs geforderten Marktanreiz existiert bereits, und zwar nicht nur als abstrakte Idee, sondern als aktiver politischer Vorschlag aus der Speicherbranche selbst. In Frankreich erhalten die Speicherbetreiber Storengy, Teréga und Géométhane ein von der Regulierungsbehörde CRE festgelegtes, garantiertes Erlösniveau — für Storengy allein 627,6 Millionen Euro für das Jahr 2026 —, finanziert über regulierte Netzentgelte, die alle Netznutzer gemeinsam tragen. Das wirtschaftliche Risiko einzelner unbefüllter Buchungen ist damit weitgehend herausreguliert, und der Betreiber hat ein strukturelles Eigeninteresse an hohen Füllständen, unabhängig vom Verhalten einzelner Industriekunden. Bemerkenswert: Storengy Deutschland, die deutsche Tochter desselben Konzerns, lobbyiert aktuell selbst beim Bundestag für die Einführung genau dieses „regulierten Drittzugangsregimes für Gasspeicher nach französischem Modell“, mit angestrebter Umsetzung im Rahmen der EnWG-Novelle ab August 2026 (18). Die Speicherbranche selbst hält das deutsche Marktmodell damit offenkundig für einen zentralen Teil des Problems.

Kritiker dieses Modells verweisen allerdings zu Recht auf ernst zu nehmende Einwände: Ein garantiertes Erlösniveau wälzt Kosten auf alle Netznutzer ab, unabhängig davon, ob sie selbst von der Versorgungssicherheit profitieren, und schwächt den wirtschaftlichen Druck auf Betreiber, effizient zu arbeiten. Beide Punkte sind berechtigt. Doch am Ende bleibt eine einfache Abwägung: Was wiegt schwerer — im Zweifel etwas höhere Netzentgelte für das gute Gefühl, tatsächlich versorgt zu sein, oder das Risiko realer Engpässe im Januar bei minus zwölf Grad, im ungünstigsten Moment des Jahres?

Diversifizierung auf dem Papier

Ein Teil der europäischen Solidaritätsmechanismen, die im vorigen Abschnitt gefordert wurden, hängt an einer Voraussetzung, die selten hinterfragt wird: einer tatsächlich diversifizierten Gasversorgung. Ein Blick auf die offiziellen Zahlen zeigt, wie brüchig diese Voraussetzung ist. Deutschland bezog im Jahr 2025 44 Prozent seiner Gasimporte über Pipelines aus Norwegen, 24 Prozent aus den Niederlanden und 21 Prozent aus Belgien; hinzu kamen weitere gut 10 Prozent an direkten Flüssigerdgas-Importen über die deutschen Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin und Mukran (6). Auch ein erheblicher Teil des „Pipelinegases“ aus den Niederlanden und Belgien ist dabei selbst zuvor importiertes Flüssigerdgas, das über deren Terminals ins europäische Netz eingespeist wurde — die tatsächliche Abhängigkeit von globalen Flüssigerdgas-Märkten liegt damit höher, als die reine Herkunftsstatistik nahelegt.

Brisanter noch: Das belgische Terminal Zeebrugge, über das ein erheblicher Teil des nach Deutschland weitergeleiteten Gases läuft, ist zugleich der größte Umschlagplatz für russisches Flüssigerdgas in der EU; 2024 wurden dort knapp sieben Milliarden Kubikmeter umgesetzt, rund die Hälfte davon ins belgische Netz eingespeist (11). Ein Teil dieser Menge läuft nach Einschätzung belgischer Umweltexperten weiter nach Deutschland durch, taucht in den deutschen Importstatistiken aber lediglich als „belgisches Gas“ auf. Die exakte molekulare Herkunft einzelner Pipelinelieferungen lässt sich technisch nicht zurückverfolgen — das ist ein anerkannter Fakt der Gasmarktstruktur, keine bloße Ausrede. Doch er bedeutet auch: Eine mögliche indirekte russische Gasabhängigkeit bleibt in der offiziellen deutschen Statistik strukturell unsichtbar.

Auf der anderen Seite der Bilanz steht eine besser dokumentierte, aber ebenso wenig sichtbare Abhängigkeit: die von amerikanischem Fracking-Gas.

Rund 96 Prozent des 2025 direkt über die deutschen Terminals angelandeten Flüssigerdgases stammten aus den USA (12) — bezogen auf die gesamten deutschen Gasimporte sind das rechnerisch bereits knapp 10 Prozentpunkte allein aus direktem Bezug.

Hinzu kommt ein weiterer, in der offiziellen Statistik nicht ausgewiesener Anteil: Die Niederlande deckten 2024 rund 45 Prozent ihres eigenen Gasbedarfs über Flüssigerdgas, davon rund zwei Drittel aus den USA (1). Ein Teil der 24 Prozent, die Deutschland als „niederländisches Pipelinegas" bucht, dürfte also ebenfalls US-amerikanischen Ursprungs sein.

Etwa 85 Prozent der gesamten US-Erdgasförderung stammen aus Fracking, also jener Fördermethode, die unter Umweltverbänden aufgrund des massiven Wasserverbrauchs, des Risikos der Grundwasserkontamination und erheblicher Methanleckagen als eine der ökologisch bedenklichsten der Gegenwart gilt. Ein Land, das sich energiepolitisch gerne als Vorreiter der Klimawende versteht, bezieht damit einen wachsenden und in der öffentlichen Debatte kaum benannten Teil seiner Gasversorgung aus genau jener Fördermethode, die es im eigenen Land aus Umweltgründen nicht zulässt. Die als „Diversifizierung“ verkaufte Statistik verdeckt damit mindestens zwei Abhängigkeiten, die politisch unbequem sind, statt sie aufzulösen.

Die Finanzierungsfrage, die niemand stellt

Alle diese Maßnahmen kosten Geld — Geld, das der deutsche Haushalt angeblich nicht hat. Eine Rechnung, die es für Deutschland in dieser Form offenbar nicht gibt: Bei einem Füllstand von 44 Prozent fehlen bis zum 1. November rund 89 Terawattstunden Einspeicherung. Zwei Kostenszenarien lassen sich daraus ableiten. Ein reines Marktpreis-Szenario käme auf rund 3,7 Milliarden Euro, ist aber unrealistisch für eine echte Garantie. Ein empirisches Krisenpreis-Szenario, orientiert an den tatsächlichen österreichischen Notfallpreisen des Jahres 2022, käme auf rund 29 Milliarden Euro (7). Ein realistischer Mittelwert liegt bei 12 bis 15 Milliarden Euro — als einmalige Investition, nicht als wiederkehrende Last.

Zum Vergleich:

Der bloße jährliche Zuwachs des deutschen Verteidigungshaushalts von 2026 auf 2027 beträgt, wie das Bundeskabinett am 6. Juli 2026 im Regierungsentwurf beschlossen hat, 27 Milliarden Euro allein im Einzelplan des Verteidigungsministeriums — eine einzige Haushaltszeile unter vielen und bereits deutlich höher als die realistische Mittelschätzung für eine garantierte Vollbefüllung sämtlicher deutscher Gasspeicher vor dem Winter (8).

Der Gipfel der Nordatlantikvertrags-Organisation (NATO) in Ankara vom 7. bis 8. Juli 2026 hat diese Priorisierung amtlich bestätigt: Deutschland erreicht das Ziel von 3,5 Prozent des Bruttoinlandsprodukts für Verteidigung bereits im Jahr 2029 — sechs Jahre früher, als die NATO selbst als Zieldatum vorgegeben hatte —, während die Gasversorgungssicherheit der eigenen Bevölkerung in der gesamten Abschlusserklärung nicht ein einziges Mal erwähnt wird (9). Bemerkenswert ist dabei der Maßstab: Für eine russische Angriffsabsicht gegen die Europäische Union (EU) innerhalb der kommenden zehn Jahre gibt es keinen einzigen gerichtsfesten Beweis, und dennoch rüsten Deutschland und die EU insgesamt in einem Tempo auf, als läge ein solcher Beweis bereits vor. Für die Sicherstellung der eigenen Energieversorgung, wo die Faktenlage im Gegensatz dazu eindeutig und unbestritten ist, gilt dieser Maßstab an Dringlichkeit erkennbar nicht.

Das ist keine Frage der Haushaltskapazität. Deutschland hat, wie diese Zahlen zeigen, die fiskalische Kraft für Summen dieser Größenordnung. Es ist eine Frage der Priorität. Und diese Priorität wird nicht nur bei Zahlen sichtbar, sondern auch bei der Frage, welche Fakten Deutschland über seine Energiepartner öffentlich thematisiert und welche nicht — dieselbe Verschleierung, die schon bei der Gasherkunft-Statistik auffiel, zeigt sich hier im Umgang mit dem größten Empfänger deutscher Milliardenhilfen. Bemerkenswert wird diese Priorisierungslücke außerdem noch vor dem Hintergrund, dass die Bundesanwaltschaft am 30. Juni 2026 erstmals Anklage im Nord-Stream-Verfahren erhoben hat, was Anfang Juli öffentlich bekannt wurde, gegen einen ukrainischen Staatsbürger, dem ein Kriegsverbrechen gegen genau jene Infrastruktur zur Last gelegt wird, deren Zerstörung Deutschlands Energieversorgung bis heute belastet (10).

Die politische Reaktion der Bundesregierung darauf blieb, gelinde gesagt, unverändert zurückhaltend, während die milliardenschweren Zahlungen nach Kiew unverändert weiterlaufen — an ein Land, gegen dessen Führungsriege nach der Anklage vom 30. Juni zumindest der Verdacht der Mitwisserschaft oder Billigung des Anschlags im Raum steht, wenn auch bislang nur ein einzelner Staatsbürger formell angeklagt ist. Hinzu kommt, dass die Ukraine innerhalb Europas als eines der korruptesten Länder gilt (13) — eine Tatsache, die bei der Frage nach der Kontrolle deutscher Hilfsgelder selten mitgedacht wird. Und es ist ein Land, das erst im Mai 2026 den Anführer einer Organisation, die eng mit der deutschen Nazi-Wehrmacht kollaborierte und am Massaker von Wolhynien beteiligt war, in einem Staatsakt mit Präsident Wolodymyr Selenskyj an der Spitze umbettete und auf einem Nationalfriedhof beisetzte — sehr zum Ärger Polens, dessen Konservative das als Akt der Feindseligkeit werteten, und zur Empörung Israels und der Gedenkstätte Yad Vashem (14).

Fazit: Die Kosten des Handelns sind kleiner als die Kosten des Wartens

Deutschland befindet sich energiepolitisch in einer Lage aus drei gleichzeitigen Versäumnissen: zu wenig Gas im Speicher, zu viel Systemabhängigkeit von diesem Gas und zu wenige institutionelle Mechanismen, die strukturelle Risiken politisch handelbar machen. Die beschriebene Lösungsstrategie ist unangenehm — höhere Energiekosten, politisch unbequeme Wahrheiten, industrielle Einschränkungen, erhebliche Haushaltsmittel. Das ist der Preis der verspäteten Einsicht.

Die Alternative ist kein Preis. Die Alternative ist ein Blackout im Januar 2027 bei minus zwölf Grad, leere Speicher und ein Netz, das nicht mehr zurückkommt.

In diesem Szenario sprechen wir nicht mehr über Energiekosten, sondern über Krankenhäuser ohne Strom, Wasserwerke ohne Pumpen, Logistikketten ohne Kühlketten.

Es ist Mitte Juli 2026. Es bleiben noch dreieinhalb Monate bis zum gesetzlichen Stichtag 1. November und noch weniger bis zum Beginn der nächsten Heizperiode. Das ist gefährlich wenig.