Gasspeicher Füllstand: Warum eine Mangellage unwahrscheinlich ist

Gasspeicher Füllstand und die deutsche Gasversorgungslage im Winter 2025/2026

Die deutsche Energielandschaft hat im Zeitraum vom 1. November 2025 bis zum 14. Februar 2026 eine Phase durchlaufen, die zwar von einer stabilen Versorgungssicherheit geprägt war, jedoch gleichzeitig strukturelle Schwachstellen im Bereich der saisonalen Gasspeicherung offenlegte. Während die Bundesrepublik in den vorangegangenen zwei Krisenwintern durch massive staatliche Eingriffe und Maximalbefüllungen der Speicheranlagen versuchte, jede Eventualität abzusichern, markierte die aktuelle Heizperiode eine Rückkehr zu einer stärker marktorientierten Bewirtschaftung. Diese Umstellung führte dazu, dass Deutschland mit einem deutlich niedrigeren Füllstand in den Winter startete als in den Jahren zuvor, was zu intensiven Debatten zwischen Regulierungsbehörden, Industrieverbänden und Meteorologen führte.¹

Der strategische Kontext der Gasspeicherung in der Bundesrepublik

Um die Entwicklung der Füllstände zwischen November 2025 und Februar 2026 fachlich fundiert einordnen zu können, ist ein grundlegendes Verständnis der deutschen Speicherinfrastruktur unerlässlich. Deutschland verfügt über die größten Erdgasspeicherkapazitäten in Westeuropa, verteilt auf insgesamt 47 Untertage-Gasspeicher an 33 Standorten.⁴ Diese Anlagen erfüllen eine kritische Pufferfunktion: Sie gleichen die saisonalen Schwankungen zwischen dem relativ konstanten Importfluss und dem hochgradig temperaturabhängigen Winterverbrauch aus.⁵

Technisch wird zwischen zwei Haupttypen von Speichern unterschieden, deren jeweilige Charakteristik die täglichen Füllstandskurven maßgeblich beeinflusst. Kavernenspeicher, die in künstlich ausgespülten Salzstöcken angelegt sind, zeichnen sich durch eine hohe Flexibilität aus. Sie erlauben schnelle Ein- und Ausspeichervorgänge und sind daher prädestiniert, kurzfristige Verbrauchsspitzen – etwa während einer zweiwöchigen Kältewelle – abzufangen.⁷ Porenspeicher hingegen nutzen die natürlichen Porenräume von Gesteinsschichten, oft in ehemaligen Erdgaslagerstätten. Sie verfügen über ein enormes Volumen, reagieren jedoch träge auf Laständerungen. Ein markantes Beispiel ist der Speicher Rehden, der allein fast 20 Prozent der deutschen Kapazität umfasst, aber aufgrund seiner geologischen Beschaffenheit nur langsam befüllt oder entleert werden kann.⁹ Diese Unterscheidung ist für die Bewertung der aktuellen Lage deshalb so relevant, weil im Winter 2025/2026 insbesondere die süddeutschen Porenspeicher kritisch niedrige Füllstände aufwiesen, was die regionale Resilienz des Netzes schwächte, während das Gesamtsystem noch stabil erschien.¹

Die Ausgangslage zum 1. November 2025: Ein bewusster Strategiewechsel

Der 1. November gilt im deutschen Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) als der entscheidende Stichtag für die Wintervorsorge. Zu diesem Datum müssen die Speicher laut gesetzlicher Füllstandsvorgabe ein bestimmtes Niveau erreichen, um eine sichere Versorgung bis zum Ende der Heizperiode zu gewährleisten.⁴ Im Jahr 2025 startete Deutschland jedoch mit einem aggregierten Füllstand von lediglich rund 75 Prozent in die Heizperiode.²

Dieser Wert war im Vergleich zu den Vorjahren auffällig niedrig. Während die Speicher zum 1. November 2023 zu ca. 97 Prozent und 2024 zu ca. 94 Prozent gefüllt waren, lag das Niveau 2025 deutlich unter diesen Rekordwerten.⁵ Die Ursache hierfür war jedoch kein technisches Versagen, sondern eine Kombination aus ökonomischen Rahmenbedingungen und einer bewussten regulatorischen Anpassung durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK).

Zum einen wurde die gesetzliche Vorgabe für den 1. November von ehemals 90 Prozent auf 80 Prozent für die meisten Anlagen gesenkt. Für sechs spezifische Porenspeicher, darunter Rehden und Wolfersberg, wurde das Ziel sogar auf 45 Prozent reduziert, da eine höhere Befüllung unter den gegebenen Marktbedingungen technisch und ökonomisch kaum realisierbar war.⁴ Hintergrund dieser Lockerung war die Erfahrung des Sommers 2024, als die strikten Befüllungsregeln zu massiven Preissprüngen am Gasmarkt geführt hatten, da der Staat große Mengen Gas “um jeden Preis” ankaufte.³

Zudem verhinderte eine ungünstige Preisspanne zwischen Sommer und Winter – der sogenannte “Bad Spread” – private Einspeicheranreize. Da die Spotmarktpreise im Sommer 2025 zeitweise höher lagen als die Future-Preise für den Winter, war es für kommerzielle Händler unwirtschaftlich, Gas einzulagern.⁹ Dies führte dazu, dass die Speicherbefüllung bereits im Sommer nur schleppend voranschritt und Deutschland mit einem strukturell niedrigeren Puffer als in den Vorjahren in die kalte Jahreszeit ging.¹⁶

Tagesscharfe Chronologie der Speicherfüllstände (November 2025 – Februar 2026)

Die Entwicklung der Füllstände in den darauffolgenden Monaten folgte einem Muster, das stark von der meteorologischen Dynamik und der Verfügbarkeit von Importmengen beeinflusst wurde. Während der November noch durch eine moderate Entnahme geprägt war, beschleunigte sich der Prozess im Januar massiv.

Die Phase der moderaten Entnahme im November und Dezember 2025

Im November 2025 lagen die Temperaturen leicht unter dem langjährigen Durchschnitt, was zu einem stetigen, aber kontrollierten Absinken der Pegel führte.¹⁸ Am 15. November begann die Phase der überwiegenden Ausspeicherung.¹⁹ Bis zum 25. November war der Füllstand auf etwa 69 Prozent gesunken.⁵

Der Dezember 2025 setzte diesen Trend fort. Die tägliche Entnahmerate lag im Monatsmittel bei etwa 0,34 Prozentpunkten.¹³ Auffällig war hierbei, dass Deutschland trotz der geringeren Speicherstände weiterhin erhebliche Mengen Gas in Nachbarländer wie Österreich und Tschechien exportierte, was die Belastung der heimischen Reserven zusätzlich erhöhte.¹⁸

Die Zuspitzung im Januar 2026: Kälteeinbruch und Lastspitzen

Der Januar 2026 markierte den kritischsten Punkt des bisherigen Winters. Insbesondere das zweite Januar-Wochenende war durch signifikante Minustemperaturen gekennzeichnet, die den täglichen Gasverbrauch kurzzeitig auf über 5 TWh ansteigen ließen.¹ Diese enorme Nachfrage konnte nicht allein durch Pipeline-Importe und LNG gedeckt werden, sodass die Speicher als primäre Ausgleichsquelle fungierten.

Die täglichen Entnahmeraten vervierfachten sich zeitweise gegenüber dem Dezember und erreichten Spitzenwerte von bis zu 1,30 Prozentpunkten pro Tag.¹³ Dies führte dazu, dass der Gesamtfüllstand innerhalb von nur zehn Tagen von über 56 Prozent am Jahresanfang auf unter 48 Prozent am 10. Januar absank.¹⁹ Experten der Initiative Energien Speichern (INES) warnten in dieser Phase vor dem Risiko einer vollständigen Entleerung der Speicher bis Mitte Januar, falls die extreme Kälte über mehrere Wochen angehalten hätte.² Da der Januar jedoch insgesamt moderat verlief, ohne langanhaltende Extremwerte, konnte die Entnahme gegen Monatsende wieder leicht gebremst werden.²²

Die Situation im Februar 2026: Das Erreichen der kritischen Schwelle

Zum 1. Februar 2026 wurde das gesetzliche Mindestziel von 30 Prozent Füllstand auf nationaler Ebene nur knapp gewahrt.⁸ Während die Bundesnetzagentur die Lage weiterhin als “stabil” bewertete, sprachen Marktanalysten von einem “historisch niedrigen Stand”, der die operative Flexibilität des Netzes massiv einschränkte.⁸

Bis zum 14. Februar 2026 sank der Füllstand weiter auf ca. 25,6 Prozent.⁴ Dies entspricht einer Restmenge von etwa 64,3 TWh.⁴ Besonders besorgniserregend war in dieser Phase die regionale Schieflage: Während die Kavernenspeicher im Norden durch LNG-Terminals gestützt wurden, wiesen die bayerischen Speicher besorgniserregende Pegel auf. So lag der Füllstand in Bayern am 6. Februar bei nur noch 19,9 Prozent.¹⁰ Der Speicher Wolfersberg galt zu diesem Zeitpunkt bereits als “kritisch niedrig”.¹⁰

Gasspeicher Füllstand: Warum trotz niedriger Pegel keine Gasmangellage droht

Ein zentrales Paradoxon des Winters 2025/2026 ist die Tatsache, dass trotz der optisch alarmierenden Füllstände – die zeitweise 26 Prozentpunkte unter dem langjährigen Mittel lagen – keine physische Mangellage eintrat.¹⁰ Die Gründe hierfür liegen in der transformierten Struktur des deutschen und europäischen Gasmarktes.

Diversifizierung der Importquellen

Seit dem Wegfall der russischen Lieferungen hat Deutschland sein Versorgungsportfolio grundlegend umgebaut. Im Jahr 2025 deckte Norwegen rund 44 Prozent des deutschen Bedarfs ab.¹⁸ Diese Pipeline-Lieferungen gelten als hochgradig verlässlich, sofern keine Sabotageakte an der Infrastruktur auftreten.¹³ Hinzu kommen stabile Importe aus den Niederlanden (24 Prozent) und Belgien (21 Prozent).²⁰

Ein entscheidender Stabilitätsfaktor ist die neue LNG-Infrastruktur. Über die Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin und Mukran können rund 10 Prozent des deutschen Gesamtbedarfs direkt angelandet werden.⁴ Da diese Terminals im bisherigen Winterverlauf nur zu etwa 50 Prozent ausgelastet waren, existiert hier eine bedeutende Reserve, die im Falle einer Speicherknappheit kurzfristig hochgefahren werden kann, um den täglichen Bedarf zu decken.⁶

Effizienzsteigerungen und Verbrauchsrückgang

Ein weiterer Schutzwall gegen eine Mangellage ist die dauerhafte Verhaltensänderung bei den Verbrauchern. Im Vergleich zum Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021 lag der Gasverbrauch im Jahr 2025 um etwa 13,5 Prozent niedriger.¹⁸ Haushalte und Gewerbe sparten dabei sogar 14,6 Prozent ein.¹⁵ Diese strukturellen Einsparungen bedeuten, dass das System insgesamt mit geringeren Reserven auskommen kann als vor der Krise.

Integration in den EU-Binnenmarkt

Der europäische Gasmarkt fungiert heute mehr denn je als kommunizierende Röhre. Deutschland ist zwar eine zentrale Drehscheibe und exportierte 2025 rund 221 TWh in Nachbarländer, doch im Falle eines drohenden Engpasses würden Marktmechanismen und Solidaritätsabkommen greifen.²¹ Da die Speicher in Ländern wie Polen (85 Prozent Ende 2025) oder Italien (95 Prozent Ende Oktober 2025) deutlich besser gefüllt waren, konnte Deutschland zeitweise als Transitland fungieren, ohne die eigene Versorgung zu gefährden.⁹

Prognose: Wo stehen die Speicher am Ende des Winters?

Die Vorhersage des Speicherstandes für das Ende der Heizperiode (31. März oder 30. April 2026) ist zwangsläufig mit Unsicherheiten behaftet, da sie maßgeblich von der Spätwinter-Witterung abhängt. Meteorologische Modelle deuten für den Rest des Februars 2026 auf eine nasskalte, aber nicht extrem frostige Wetterlage hin.²⁹

Szenario A: Der milde Frühling (Best-Case)

Sollten die Temperaturen ab März dauerhaft über 10 Grad Celsius steigen, wird die Ausspeicherung stark abgebremst. In diesem Szenario ist damit zu rechnen, dass die Speicher den Winter mit einem Reststand von 18 bis 22 Prozent beenden.⁸ Dies würde eine stabile Ausgangslage für die Wiederbefüllung im Sommer bieten.

Szenario B: Der durchschnittliche Restwinter (Basis-Case)

Bei vereinzelten Frostphasen im März und einer normalen Erwärmung im April werden die Speicher weiter beansprucht. Die Prognosemodelle von INES und der Bundesnetzagentur deuten hier auf einen Endstand zum 1. April von ca. 10 bis 15 Prozent hin.⁸ Dies wäre ein historisch sehr niedriger Wert, der keine Sicherheitsreserven für technische Ausfälle an Pipelines ließe, aber die physische Versorgungssicherheit für diesen Winter nicht gefährden würde.

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

Ein extremer “Märzwinter” mit langanhaltendem Dauerfrost könnte die Speicherbestände auf 0 bis 5 Prozent drücken.⁸ In diesem unwahrscheinlichen Fall müsste die Bundeslastverteilung eingreifen, um Industriebedarfe zu drosseln und die Versorgung geschützter Kunden (Haushalte, Krankenhäuser) sicherzustellen. Experten halten dieses Szenario jedoch aufgrund der robusten Importlage und der fortgeschrittenen Jahreszeit für extrem unwahrscheinlich.¹⁵

Kritische Analyse: Was man in Zukunft bei der Speicherbewirtschaftung besser machen könnte

Der Verlauf des Winters 2025/2026 hat gezeigt, dass die aktuelle Strategie zwar funktioniert (“Versorgung sicher”), aber keine ausreichende Resilienz für Extremszenarien bietet. Die Kritik der Branchenverbände und die Erfahrungen der Netzbetreiber führen zu mehreren Optimierungsvorschlägen für die kommende Speicherbewirtschaftung.

1. Reform der ökonomischen Anreizstrukturen

Das Hauptproblem im Jahr 2025 war, dass die Einspeicherung für private Marktakteure finanziell unattraktiv war. Um dieses “Marktversagen” zu korrigieren, könnten sogenannte “Gas-Optionen” eingeführt werden. Hierbei zahlt der Staat oder der Marktgebietsverantwortliche (THE) eine Prämie an Händler, damit diese Gas einspeichern, auch wenn die Preisdifferenz zwischen Sommer und Winter negativ ist.³² Dies wäre effizienter, als wenn der Staat erst kurz vor knapp teure Gasmengen am Weltmarkt zukaufen muss.

2. Regionale Mindestfüllstände statt nationaler Mittelwerte

Die Fokussierung auf einen nationalen Durchschnittswert (z.B. 30 Prozent am 1. Februar) verdeckt gefährliche regionale Engpässe. Im aktuellen Winter wies insbesondere Süddeutschland eine bedenkliche Unterversorgung auf.¹ Eine künftige Regulierung sollte daher standortspezifische Mindestziele definieren, insbesondere für Porenspeicher im Süden, um die Netzstabilität geografisch gleichmäßiger zu verteilen.¹

3. Anpassung des “Use-it-or-lose-it”-Mechanismus

Der bestehende Mechanismus, bei dem gebuchte, aber nicht genutzte Kapazitäten dem Markt wieder zur Verfügung gestellt werden, greift oft zu spät.⁴ Eine Verschärfung dieser Regeln könnte sicherstellen, dass Speicherbetreiber gezwungen sind, Kapazitäten früher im Jahr für die staatlich abgesicherte Befüllung freizugeben, wenn private Akteure sie nicht nutzen.⁴

4. Strategische Absicherung gegen Infrastrukturausfälle

Die aktuelle Bewertung der Bundesnetzagentur geht davon aus, dass alle Pipelines und LNG-Terminals reibungslos funktionieren. Ein “Worst-Case-Szenario”, wie der Ausfall einer norwegischen Pipeline, wurde in den aktuellen Füllstandsvorgaben nicht ausreichend abgebildet.¹³ Zukünftige Speicherziele sollten einen “Resilienz-Puffer” enthalten, der spezifisch für technische Großstörungen reserviert ist, unabhängig von der Wetterlage.

5. Verstetigung der Finanzierung nach Wegfall der Gasspeicherumlage

Die Abschaffung der Gasspeicherumlage zum 1. Januar 2026 entlastet zwar die Verbraucher um rund 0,289 Cent/kWh, verlagert die Kosten aber in den Bundeshaushalt (Klima- und Transformationsfonds).³⁴ Es muss sichergestellt werden, dass diese Mittel verstetigt werden, um langfristige Investitionen in die Speicherinfrastruktur – einschließlich der Umrüstung auf Wasserstoff – nicht zu gefährden.⁶

Fazit: Lehren aus einem Grenzwinter

Der Zeitraum vom 1. November 2025 bis zum 14. Februar 2026 lässt sich als eine Phase der “kontrollierten Anspannung” charakterisieren. Deutschland hat bewiesen, dass es auch mit historisch niedrigen Speicherständen einen Winter ohne physische Mangellage überstehen kann, sofern die Importinfrastruktur diversifiziert ist und die Temperaturen keine Extremwerte erreichen.³⁷

Gleichzeitig dient dieser Winter als Warnsignal. Die niedrigen Füllstände sind das Ergebnis einer Gratwanderung zwischen ökonomischer Effizienz (Vermeidung hoher Gaspreise im Sommer) und energetischer Sicherheit. Dass das System am 1. Februar bei knapp 30 Prozent stand, war eine Punktlandung, die unter kälteren Bedingungen hätte misslingen können.⁸

Für die Zukunft bedeutet dies: Die Gasspeicherung muss wieder stärker als systemrelevante Infrastruktur begriffen werden und nicht nur als wirtschaftliches Gut. Die kommende Einspeichersaison ab April 2026 wird aufgrund des niedrigen Endstandes eine gewaltige Kraftanstrengung erfordern. Nur durch eine kluge Kombination aus marktlichen Anreizen, regionalen Sicherheitsvorgaben und einer robusten LNG-Strategie wird es gelingen, die Versorgungssicherheit für den Winter 2026/2027 auf ein sichereres Fundament zu stellen, als es in der aktuellen Periode der Fall war.¹

Der Winter 2025/2026 geht somit als der Winter in die Geschichte ein, in dem Deutschland lernte, dass Diversität der Lieferwege wichtiger ist als die bloße Höhe des Speicherstandes – aber auch, dass man die Reserven nicht unbegrenzt schrumpfen lassen darf, ohne die Resilienz gegen unvorhersehbare Schocks zu verlieren.

Referenzen

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38. Germany’s Gas Refill Season Looks Tough, and Energy Crisis Looming, Zugriff am Februar 14, 2026, https://energynewsbeat.co/germanys-gas-refill-season-looks-tough-and-energy-crisis-looming/