Gasspeicher leer: Kommen wir sicher durch den Winter 2026?

Gasspeicher leer: Analyse der deutschen Erdgasbevorratung im Winter 2025/2026: Statusbericht, Marktdynamiken und meteorologische Risikobewertung

Die energetische Souveränität Deutschlands steht im Februar 2026 vor einer erneuten Bewährungsprobe, die sich grundlegend von den Krisenjahren 2022 und 2023 unterscheidet, jedoch nicht minder komplexe Anforderungen an das Systemmanagement stellt. Während die physische Verfügbarkeit von Erdgas durch eine diversifizierte Importinfrastruktur – bestehend aus stabilen Pipeline-Flüssen aus Norwegen und den Benelux-Staaten sowie einer wachsenden Kapazität an Flüssigerdgasterminals (LNG) – grundsätzlich gesichert scheint, offenbart der aktuelle Zustand der Untergrundgasspeicher eine strukturelle Verwundbarkeit.¹ Mit einem aggregierten Füllstand von etwa 29,12 Prozent zum 4. Februar 2026 operiert das deutsche Speichersystem auf einem historisch niedrigen Niveau, das deutlich unter den Werten der beiden vorangegangenen Winterperioden liegt.⁴ Diese Situation ist das Resultat einer marktgetriebenen Einspeicherstrategie im Sommer 2025, die durch geringe Preisdifferenzen zwischen den Liefermonaten und das Ausbleiben massiver staatlicher Stützungskäufe geprägt war.³ In der Konsequenz startete die Bundesrepublik mit einem Füllstand von lediglich 75 Prozent in die Heizperiode am 1. November 2025, was den Puffer für meteorologische Extremereignisse bereits im Vorfeld minimierte.⁷

Der aktuelle Zustand der Gasspeicherinfrastruktur und regulatorische Rahmenbedingungen

Die Gasspeicher fungieren im deutschen Energiesystem als unverzichtbare Pufferinstanz, die die zeitliche Diskrepanz zwischen kontinuierlichen Importmengen und dem hochgradig volatilen, temperaturabhängigen Verbrauch ausgleicht.³ Deutschland verfügt über eine der weltweit größten Speicherkapazitäten, die sich auf 47 Untertage-Anlagen an 33 Standorten verteilt und ein Arbeitsgasvolumen von rund 244 bis 251 Terawattstunden (TWh) umfasst.⁴ Diese Kapazität entspricht etwa 25 Prozent des jährlichen Erdgasverbrauchs der Bundesrepublik, was die systemkritische Bedeutung dieser Anlagen unterstreicht.⁴

Quantitative Analyse der Speicherstände im Februar 2026

Die aktuelle Datenlage der Bundesnetzagentur und der Transparenzplattform AGSI zeigt eine deutliche Entleerung der Reserven. Während am 1. Februar 2025 noch ein Füllstand von knapp 56 Prozent verzeichnet wurde, sank der Wert im aktuellen Winter am gleichen Stichtag auf rund 32 Prozent und fiel bis zum 4. Februar 2026 weiter auf 29,12 Prozent.⁴ Die täglichen Netto-Entnahmeraten erreichten in Kältephasen Werte von bis zu 1,02 Prozentpunkten, was einer Energiemenge von über 2,5 TWh pro Tag entspricht.⁴

Diese statistische Momentaufnahme verdeutlicht, dass das gesetzliche Mindestziel von 30 Prozent zum 1. Februar 2026 auf nationaler Ebene nur knapp gewahrt wurde.⁴ Es ist jedoch zu konstatieren, dass die reine Prozentzahl über die operative Leistungsfähigkeit des Systems hinwegtäuschen kann, da die physikalischen Eigenschaften der Speicher mit sinkendem Füllstand die Ausspeiseleistung limitieren.³

Die Rolle der Gasspeicherfüllstandsverordnung

Um die Versorgungssicherheit nach dem Wegfall russischer Lieferungen zu institutionalisieren, wurde in Deutschland das Gasspeichergesetz (§ 35a ff. EnWG) verabschiedet. Diese Verordnung legt verbindliche Füllstandsvorgaben zu spezifischen Stichtagen fest.⁴ Zum 1. November ist ein Gesamtfüllstand von 80 Prozent (ursprünglich 95 Prozent in Krisenzeiten) vorgeschrieben, wobei für bestimmte Anlagen abweichende Schwellenwerte gelten.⁴ Zum 1. Februar greift die Vorgabe von 30 Prozent für den Regelfall, während für vier spezifische bayerische Porenspeicher ein Zielwert von 40 Prozent definiert wurde.⁴

Ein zentrales Instrument zur Durchsetzung dieser Ziele ist der “use-it-or-lose-it”-Mechanismus.⁴ Er verpflichtet Speicherbetreiber, ungenutzte, aber gebuchte Kapazitäten dem Marktgebietsverantwortlichen Trading Hub Europe (THE) zur Verfügung zu stellen, falls die Befüllung nicht den gesetzlichen Pfaden entspricht. Dennoch zeigt der Winter 2025/2026, dass diese Instrumente an ihre Grenzen stoßen, wenn die ökonomischen Rahmenbedingungen – namentlich hohe Beschaffungskosten im Sommer und niedrige Preiserwartungen für den Winter – eine private Bevorratung unattraktiv machen.³

Physikalische Grundlagen und technologische Differenzierung

Für Laien oft missverständlich ist die Annahme, dass ein Speicher bis zum letzten Prozentpunkt mit der gleichen Intensität Gas abgeben kann. Die Realität der Untertage-Gasspeicherung ist jedoch durch komplexe geologische und thermodynamische Parameter geprägt, die insbesondere bei den aktuellen Tiefständen im Februar 2026 an Relevanz gewinnen.³

Kavernenspeicher versus Porenspeicher

Die deutsche Speicherlandschaft besteht aus zwei grundlegend unterschiedlichen Anlagentypen, deren Verhalten in Stressphasen variiert.³

Kavernenspeicher werden künstlich in Salzstöcken ausgespült. Sie fungieren primär als Hochleistungspuffer. Das Gas befindet sich in großen, hohlen Hohlräumen, was eine sehr schnelle Ein- und Ausspeicherung ermöglicht. Solche Anlagen sind essenziell, um kurzfristige Lastspitzen abzufangen, wie sie bei plötzlichen Kälteeinbrüchen oder dem Ausfall einer Pipeline entstehen.³ Ein technischer Leistungsabfall der Ausspeisung droht bei Kavernen erst bei einem Füllstand von weniger als 15 bis 20 Prozent.⁷

Porenspeicher hingegen nutzen die natürlichen Hohlräume in porösem Gestein, etwa in ehemaligen Erdgaslagerstätten oder Aquiferen. Diese Speicher sind deutlich träger. Das Gas muss durch die winzigen Poren des Gesteins diffundieren, was durch den herrschenden Lagerstättendruck gesteuert wird.³ Sinkt der Füllstand, nimmt der Druck ab, und die maximale Menge an Gas, die pro Stunde an die Oberfläche gefördert werden kann, sinkt signifikant.³ Bei Porenspeichern beginnt dieser kritische Leistungsabfall bereits bei Füllständen von unter 40 bis 50 Prozent.³ Da der nationale Durchschnitt im Februar 2026 bereits unter 30 Prozent liegt, operiert ein Großteil der deutschen Porenspeicher – vor allem in Süddeutschland – bereits im Bereich einer reduzierten Lieferfähigkeit.³

Arbeitsgas und Kissengas

Ein weiteres technisches Detail betrifft die Unterscheidung zwischen Arbeitsgas und Kissengas. Die in den Medien kommunizierten Füllstände beziehen sich stets auf das Arbeitsgasvolumen – also jene Menge, die dem Markt zur Verfügung steht.³ Das Kissengas hingegen verbleibt dauerhaft im Speicher, um den notwendigen Mindestdruck aufrechtzuerhalten und die Stabilität der geologischen Formation zu gewährleisten.¹¹ Sollte ein Speicher so weit entleert werden, dass das Arbeitsgas erschöpft ist, kann die Anlage nicht ohne Weiteres reaktiviert werden, da eine Unterschreitung des Kissengas-Niveaus zu irreversiblen Schäden am Speicher führen könnte.¹¹

Gasspeicher leer: Bayern als Brennpunkt der Versorgungssicherheit

Die aggregierte Betrachtung der bundesweiten Füllstände verdeckt eine prekäre regionale Schieflage. Während im Norden Deutschlands die Nähe zu den LNG-Terminals und große Kavernenspeicher eine gewisse Sicherheit bieten, hat sich Bayern im Februar 2026 zu einem Sorgenfall entwickelt.¹⁵

Die bayerischen Porenspeicher im Detail

Bayern ist für seine Gasversorgung massiv auf vier große Porenspeicher angewiesen: Bierwang, Breitbrunn, Inzenham-West und Wolfersberg.¹² Aufgrund ihrer strategischen Bedeutung für die süddeutsche Industrie und die Netzstabilität unterliegen diese Anlagen einer verschärften Füllstandsvorgabe von 40 Prozent zum 1. Februar.⁴

Die Datenlage zeigt folgendes Bild: Während Bierwang die Marke von 40 Prozent knapp erreichte, fielen Breitbrunn und Inzenham-West weit unter die kritische Schwelle.¹⁶ Wolfersberg ist faktisch leergefahren.¹⁶ Dies bedeutet, dass Bayern in einer akuten Kältewelle kaum noch auf lokale Reserven zurückgreifen kann und vollständig von den Lastflüssen aus Nord- und Westdeutschland abhängig ist.³ Da jedoch die Transportkapazitäten der Fernleitungen technisch begrenzt sind, könnte ein gleichzeitiger hoher Bedarf in ganz Deutschland zu einem regionalen Engpass im Süden führen.³

Wirtschaftliche Implikationen für den Standort Bayern

Die niedrigen Speicherstände in Bayern sind nicht nur ein technisches Risiko, sondern auch ein ökonomisches. Der Standort Breitbrunn, einer der größten Speicher Deutschlands, steht laut Berichten des Betreibers Uniper sogar vor einer möglichen Stilllegung, was die langfristige Versorgungssicherheit in der Region weiter schwächen würde.¹⁶ Die Industrie in Süddeutschland, die stark auf Gas für Hochtemperaturprozesse angewiesen ist, sieht sich mit einer Situation konfrontiert, in der die Preise aufgrund regionaler Knappheit über dem bundesweiten Durchschnitt liegen könnten.⁷

Importdynamiken und die Transformation der Lieferketten

Dass Deutschland trotz der leeren Speicher bisher nicht in eine Gasmangellage geraten ist, liegt an der erfolgreichen Transformation der Importstruktur. Der Wegfall von russischem Gas, das einst über 50 Prozent des Bedarfs deckte, wurde durch eine Kombination aus Pipeline-Lieferungen und LNG kompensiert.¹

Norwegen: Das neue Rückgrat der Versorgung

Norwegen hat seine Rolle als wichtigster Energielieferant gefestigt. Rund 44 bis 45 Prozent des nach Deutschland importierten Erdgases stammten im Jahr 2025 aus norwegischen Feldern.⁵ Diese Lieferungen gelten als stabil, operieren jedoch an der technischen Kapazitätsgrenze. Jede ungeplante Wartung an norwegischen Förderplattformen oder Pipelines hätte im Februar 2026 unmittelbare Auswirkungen auf die deutsche Versorgungsbilanz, da die Speicher keinen nennenswerten Puffer mehr bieten.³

Der Beitrag der LNG-Infrastruktur

Die Errichtung von schwimmenden LNG-Terminals (FSRU) an der Nord- und Ostseeküste war die zentrale Antwort auf die Energiekrise.¹ Im Jahr 2025 wurden über die Standorte Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin und Mukran etwa 106 TWh Gas importiert, was rund 10,3 Prozent der Gesamtimporte entspricht.¹⁹

• Herkunft: Über 96 Prozent des LNG stammten aus den Vereinigten Staaten.¹⁰
• Auslastung: Die Terminals sind aktuell nicht voll ausgelastet, was laut Bundesnetzagentur einen wichtigen Sicherheitsspielraum darstellt.¹⁰
• Limitierungen: LNG kann Pipeline-Gas als Grundlast absichern, ist aber als Spitzenlastinstrument weniger flexibel. Die logistische Kette vom Tanker auf dem Weltmarkt bis zur Regasifizierung im deutschen Netz dauert Wochen. In einer akuten Kältewelle kann LNG daher leere Speicher nicht kurzfristig ersetzen.³

Europäische Integration und Transitflüsse

Deutschland hat seine Rolle im europäischen Gasverbund von einem reinen Endabnehmer zu einer zentralen Drehscheibe (Hub) transformiert. Gas fließt nun verstärkt von West nach Ost. Importe aus den Niederlanden (24 %) und Belgien (21 %) sind heute tragende Säulen der Versorgung.¹ Gleichzeitig leitet Deutschland erhebliche Mengen an Nachbarländer weiter, insbesondere nach Österreich (46 % der Exporte), Tschechien (26 %) und die Schweiz (13 %).⁴ Diese Solidarität ist im EU-Rahmen festgeschrieben, bedeutet aber auch, dass die deutschen Speicherstände im Kontext der gesamten europäischen Versorgungssicherheit gesehen werden müssen.¹

Analyse des Gasverbrauchs: Sparbemühungen und industrielle Trends

Der Gasverbrauch ist die einzige Variable, die kurzfristig durch staatliche Appelle und individuelles Handeln beeinflusst werden kann. Im Jahr 2025 verbrauchte Deutschland insgesamt 864 TWh Gas, was einem leichten Anstieg von 2,2 Prozent gegenüber dem Vorjahr entspricht.¹⁹ Trotz dieses Anstiegs liegt der Verbrauch weiterhin etwa 13,5 Prozent unter dem Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021.⁷

Sektorale Differenzierung des Verbrauchs

Die Verbrauchsstruktur teilt sich in zwei Hauptbereiche auf, die unterschiedlich auf Preissignale und Temperaturen reagieren.¹⁹

1. Industrie (60 % des Gesamtverbrauchs): Die Industrie verbrauchte 2025 rund 517 TWh.²⁰ Hier zeigt sich eine strukturelle Einsparung von 12,7 Prozent gegenüber der Vorkrisenzeit.¹⁹ Besonders im Januar 2026 stieg der industrielle Bedarf jedoch um 5,8 Prozent an, was Experten als Zeichen einer beginnenden wirtschaftlichen Erholung in energieintensiven Branchen deuten.⁶
2. Haushalte und Gewerbe (40 % des Gesamtverbrauchs): Dieser Sektor sparte mit 14,6 Prozent im Vergleich zu 2018-2021 deutlicher ein.¹⁹ Der Verbrauch ist hier jedoch extrem wetterabhängig: Im Januar 2024 lag der tägliche Bedarf bei über 2.000 GWh, während er im August auf unter 200 GWh sank.²²

Der Einfluss der Stromerzeugung (Gas-to-Power)

Ein kritischer Faktor im Winter 2025/2026 war der vermehrte Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung. Aufgrund schwacher Windausbeute im Herbst und Winter stieg die Stromerzeugung aus Erdgas um 6,4 Prozent auf 60,6 TWh an.⁸ Dieser “Gas-to-Power”-Effekt ist eine wesentliche Ursache dafür, dass die Speicher bereits frühzeitig stark beansprucht wurden, um die Residuallast im Stromnetz zu decken.⁸

Meteorologische Prognose und klimatische Einflussfaktoren

Da der Heizbedarf linear mit sinkenden Außentemperaturen korreliert, ist die Wettervorhersage für den Zeitraum Februar bis April 2026 das wichtigste Instrument zur Risikobewertung.

Aktuelle Wetterlage und Kurzfristtrend

Der Februar 2026 startete mit einer ausgeprägten “Grenzwetterlage”. Während im Nordosten Dauerfrost herrscht, dringen aus Südwesten mildere Luftmassen vor, was zu extremen Glatteis- und Schneefallereignissen führt.¹⁰ Der Deutsche Wetterdienst (DWD) warnt vor einer instabilen Zirkulation, die durch einen potenziellen Zusammenbruch des Polarwirbels (“Polarwirbelsplit”) ausgelöst wurde.⁸ Dieses Phänomen erhöht die statistische Wahrscheinlichkeit für einen extrem kalten Spätwinter.⁸

Saisonale Klimavorhersage des DWD für das Frühjahr 2026

Die Langfristmodelle des DWD sowie internationale Modelle (NOAA, ECMWF) deuten für das Frühjahr 2026 insgesamt auf überdurchschnittlich warme Bedingungen hin.²⁸

Trotz dieser milden Tendenz warnen Meteorologen vor dem Risiko eines “Märzwinter”. In 12 der letzten 15 Jahre war der Frühling zwar zu warm, dennoch traten regelmäßig Kaltlufteinbrüche im März auf, die den Gasbedarf kurzfristig auf Rekordniveau hoben.²⁴ Für das Jahr 2026 prognostiziert der DWD zudem eine leichte Tendenz zu trockeneren Bedingungen, was die Bodenfeuchte in Ostdeutschland belasten könnte, aber keinen direkten Einfluss auf den Gasverbrauch hat.²⁹

Gasspeicher leer: Szenarienbasierte Prognose bis zum Ende des Winters

Unter Berücksichtigung der aktuellen Speicherfüllstände, der Importkapazitäten und der meteorologischen Modelle lassen sich drei Szenarien für den weiteren Verlauf der Gasversorgung entwerfen.⁷

Szenario A: Der “Milde Frühling” (Best-Case)

In diesem Szenario bestätigen sich die Langfristprognosen eines sehr warmen März und April.

• Verlauf: Die Temperaturen steigen ab Ende Februar dauerhaft über 10 Grad Celsius. Der Heizbedarf sinkt drastisch.⁷
• Speicherstand Ende März: Die Speicher weisen noch Restmengen von über 20 Prozent auf.⁷
• Wahrscheinlichkeit: Hoch (ca. 60-70 % laut DWD-Trend).
• Versorgungssicherheit: Zu jedem Zeitpunkt uneingeschränkt gewährleistet. Die Gaspreise am Spotmarkt sinken weiter.⁸

Szenario B: Der “Durchschnittliche Winter” (Basis-Case)

Dieses Szenario basiert auf einem Wetterverlauf entsprechend dem langjährigen Mittel (Referenzjahr 2016).

• Verlauf: Es gibt vereinzelte Frostphasen im März, gefolgt von milden Perioden. Die Entnahmeraten stabilisieren sich bei 0,5 Prozentpunkten pro Tag.⁷
• Speicherstand Ende März: Die Speicher erreichen zum 1. April einen Stand von 10 bis 15 Prozent.⁷
• Wahrscheinlichkeit: Moderat.
• Versorgungssicherheit: Stabil, aber das System arbeitet ohne Sicherheitsreserven. Ein technischer Ausfall einer Pipeline könnte bereits zu regionalen Engpässen führen.⁷

Szenario C: Die “Kälte-Eskalation” (Worst-Case)

Ein Polarwirbelsplit führt zu einer stabilen Blockadelage mit Dauerfrost bis Ende März (ähnlich dem Winter 2010).

• Verlauf: Der tägliche Gasverbrauch steigt auf über 5 TWh. Die Importe laufen auf Volllast, können aber die Differenz nicht decken.³
• Speicherstand Ende März: Die Speicher werden bereits Anfang März vollständig entleert.⁷
• Wahrscheinlichkeit: Gering (geschätzt < 10 %), aber systemkritisch.
• Versorgungssicherheit: Ausrufung der Notfallstufe. Die Bundesnetzagentur übernimmt als Bundeslastverteiler die hoheitliche Zuteilung von Gasmengen.⁷

Wahrscheinlichkeit und Management einer Gasmangellage

Die Definition einer Gasmangellage ist präzise im “Notfallplan Gas für die Bundesrepublik Deutschland” geregelt. Sie tritt ein, wenn die Marktkräfte nicht mehr ausreichen, um die Nachfrage zu decken.¹⁸

Die Krisenstufen des Notfallplans

Seit dem 1. Juli 2025 befindet sich Deutschland in der Frühwarnstufe.¹ Dies ist ein Monitoring-Modus ohne staatliche Eingriffe.

1. Frühwarnstufe: Krisenteam beobachtet die Lage. Versorger berichten regelmäßig.¹⁸
2. Alarmstufe: Liegt vor, wenn eine Störung der Gasversorgung oder eine außergewöhnlich hohe Gasnachfrage vorliegt, die zu einer erheblichen Verschlechterung der Versorgungslage führt, der Markt aber noch in der Lage ist, diese zu bewältigen.¹⁸
3. Notfallstufe: Der Markt kann die Nachfrage nicht mehr decken. Die Bundesregierung stellt dies per Rechtsverordnung fest.⁹

Wahrscheinlichkeitsbewertung für 2026

Experten der Bundesnetzagentur und der Energieverbände schätzen die Wahrscheinlichkeit einer nationalen Gasmangellage im Restwinter 2026 als gering ein.¹ Die physische Infrastruktur ist robust genug, um auch kalte Phasen zu überstehen, solange die Importflüsse aus Norwegen und den USA stabil bleiben.³

Das eigentliche Risiko ist nicht ein Totalausfall, sondern ein Leistungsengpass in Süddeutschland. Sollte die Ausspeiseleistung der bayerischen Porenspeicher aufgrund des niedrigen Drucks unter den Bedarf der lokalen Industrie fallen, müssten dort gezielte Lastreduktionen vorgenommen werden.³ Dies wäre formal eine regionale Mangellage, auch wenn die Heizungen der Privathaushalte – die gesetzlich geschützt sind – warm bleiben.³³

Fazit und strategische Empfehlungen

Der Zustand der deutschen Gasspeicher im Februar 2026 ist ein Symptom für ein System, das sich in einer Phase der Transformation befindet. Die Abkehr von langfristigen, staatlich gesteuerten Bevorratungsstrategien hin zu einer marktgetriebenen Logik hat die Effizienz erhöht, aber die Resilienz gegenüber meteorologischen Extremen verringert.³

• Niedrige Füllstände als strukturelles Warnsignal: Ein Füllstand von ca. 29 Prozent im Februar ist beherrschbar, lässt aber keinen Raum für operative Fehler oder geopolitische Störungen.³
• Regionale Schieflage: Bayern bleibt aufgrund seiner Speichercharakteristik (Porenspeicher) und der unzureichenden Befüllung der Sorgenfall der deutschen Energieversorgung.³
• Bedeutung von LNG: Die Flüssigerdgasterminals sind die Lebensversicherung des Systems, können aber physische Speicher in der Spitzenlast nicht ersetzen.³
• Wetterabhängigkeit: Deutschland “fährt auf Sicht” und ist massiv auf einen milden Frühlingsverlauf angewiesen, um eine Ausrufung der Alarm- oder Notfallstufe zu vermeiden.⁷

Für die kommenden Monate bleibt ein sparsamer Umgang mit Erdgas sowohl für Industriebetriebe als auch für Privathaushalte sinnvoll. Jedes eingesparte Terawattstunde erhöht den Spielraum der Bundesnetzagentur im Falle eines unvorhergesehenen Importstopps.¹ Langfristig wird die Diskussion um eine nationale strategische Gasreserve, analog zur Erdölreserve, an Fahrt gewinnen, um die Volatilität der Märkte von der physischen Versorgungssicherheit zu entkoppeln.⁶ Die Erfahrung des Winters 2025/2026 lehrt, dass ein System ohne ausreichende Puffer in einer Ära globaler Instabilitäten an seine Grenzen stößt, selbst wenn die theoretischen Importmengen ausreichend erscheinen.

Referenzen

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2. Energieversorgung – Bundesnetzagentur sieht Gasversorgung trotz besonders niedriger Füllstände als gesichert an – Deutschlandfunk, Zugriff am Februar 7, 2026, https://www.deutschlandfunk.de/bundesnetzagentur-sieht-gasversorgung-trotz-besonders-niedriger-fuellstaende-als-gesichert-an-104.html
3. Gasspeicher Deutschland Januar 2026: Füllstand, Risiko & Versorgungslage – Drohnen.de, Zugriff am Februar 7, 2026, https://www.drohnen.de/77660/gasspeicher-deutschland-januar-2026-fuellstand-risiko-versorgungslage/
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6. Gasspeicher auf Rekordtief – Warum die Regierung dennoch Entwarnung gibt, Zugriff am Februar 7, 2026, https://www.kettner-edelmetalle.de/news/gasspeicher-auf-rekordtief-warum-die-regierung-dennoch-entwarnung-gibt-06-02-2026
7. Gasmangellage 2026: Wahrscheinlichkeit und Szenarien – Martin Käßler, Zugriff am Februar 7, 2026, https://www.martinkaessler.com/gasmangellage-2026-wahrscheinlichkeit/
8. Gasspeicher Deutschland 2026: Wann droht eine Mangellage?, Zugriff am Februar 7, 2026, https://www.martinkaessler.com/gasspeicher-deutschland-2026-prognose/
9. Wissenswertes – Stadtwerke Saarlouis, Zugriff am Februar 7, 2026, https://www.swsls.de/produkte/gas/wissenswertes
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35. Gasmangellage? NIUS, Vahrenholt, Reichelt & der Gasmangel – Cleanthinking, Zugriff am Februar 7, 2026, https://www.cleanthinking.de/droht-uns-wirklich-eine-gasmangellage-2026/