Gasspeicher Deutschland 2026: Wie wahrscheinlich ist eine Mangellage?

Gasspeicher Deutschland 2026: Analyse der Versorgungssicherheit und Prognose der Gasspeicherstände

1. Zusammenfassung

Der vorliegende Bericht bietet eine umfassende, fundierte und szenarienbasierte Analyse der deutschen Gasversorgungslage zum Stichtag 8. Januar 2026. Vor dem Hintergrund eines strukturell veränderten europäischen Gasmarktes und einer meteorologisch hochvolatilen Winterphase untersucht die Studie die Entwicklung der Speicherstände bis zum Ende der Heizperiode im April 2026. Ein besonderer Fokus liegt auf der Identifikation der Determinanten, die das – wenngleich als unwahrscheinlich klassifizierte – Szenario einer physischen Gasmangellage (“Notfallstufe”) auslösen könnten.

Die Ausgangssituation im Januar 2026 differenziert sich signifikant von den vorangegangenen Wintern. Während die Jahre 2023 und 2024 durch milde Witterung und extrem hohe Sicherheitsreserven geprägt waren, startete die Bundesrepublik Deutschland am 1. November 2025 mit einem Speicherfüllstand von lediglich 75 % in die Heizsaison – ein historisch niedriger Wert, der die Resilienz des Gesamtsystems empfindlich reduziert.¹ Aktuelle Daten der Aggregated Gas Storage Inventory (AGSI) weisen für die erste Januarwoche 2026 Füllstände im Bereich von 50 % bis 56 % aus, bei täglichen Entnahmeraten von über einem Prozentpunkt.³ Diese Dynamik, getrieben durch einen frühen Kälteeinbruch und die drohende Instabilität des stratosphärischen Polarwirbels, zwingt zu einer Neubewertung der Risikoprofile.

Die Szenarioanalyse, basierend auf Modellen der Initiative Energien Speichern (INES), zeigt auf:

• Basisszenario (Normalwetter): Die gesetzlichen Füllstandsvorgaben (30 % zum 1. Februar 2026) können knapp eingehalten werden. Eine Mangellage wird vermieden.
• Risikoszenario (Extremwinter 2010): Bei anhaltender Kälte im Februar droht eine vollständige Entleerung der Speicher bereits vor Ende des meteorologischen Winters. Dies würde das System in einen Zustand zwingen, in dem der Tagesverbrauch nicht mehr vollständig durch Importleistung und Rest-Ausspeisung gedeckt werden kann.

Die Studie konkludiert, dass eine Gasmangellage kein Automatismus, aber eine reale Gefahr ist, deren Eintrittswahrscheinlichkeit durch die Koinzidenz dreier Faktoren bestimmt wird: (1) Meteorologische Extreme (Polarwirbelsplit), (2) Technische Disruptionen der Importinfrastruktur (Norwegen/LNG) und (3) das physikalische Verhalten fast leerer Speicher (Porenspeicher-Hysterese).

2. Einführung und geopolitischer Kontext

2.1 Die Transformation der deutschen Gasversorgung seit 2022

Die Architektur der deutschen Energieversorgung hat seit der Zäsur des Jahres 2022 einen fundamentalen Wandel vollzogen. Die einstige Abhängigkeit von russischem Pipeline-Gas (Nord Stream 1) wurde durch eine Diversifikationsstrategie ersetzt, die auf drei zentralen Säulen ruht: dem Import von Pipeline-Gas aus Norwegen und den Benelux-Staaten, dem direkten Import von verflüssigtem Erdgas (LNG) über schwimmende Terminals (FSRUs) an der deutschen Küste sowie der maximierten Nutzung der Untergrundgasspeicher (UGS) als saisonaler Puffer.

Während die physische Infrastruktur – insbesondere durch die Inbetriebnahme neuer Terminals wie Wilhelmshaven 2 (“Excelsior”) im August 2025 ⁵ – an Robustheit gewonnen hat, offenbart der Marktmechanismus Schwächen. Die Versorgungssicherheit ist nicht mehr durch langfristige, volumenfixierte Lieferverträge garantiert, sondern unterliegt der Volatilität des globalen Spotmarktes. Deutschland konkurriert in Echtzeit mit Asien um LNG-Ladungen. Diese ökonomische Realität hat direkte Auswirkungen auf die Befüllung der Speicher: Fehlten im Sommer 2025 die preislichen Anreize (Spreads), blieben die Speicher, wie geschehen, teilweise ungefüllt.

2.2 Der Status Quo im Januar 2026

Zum Zeitpunkt dieser Analyse befindet sich Deutschland in der “Frühwarnstufe” des Notfallplans Gas.6 Dies ist der Normalzustand erhöhter Wachsamkeit. Die Versorgung ist stabil, jedoch angespannt. Der Gasverbrauch in Industrie und Haushalten reagiert hochsensibel auf die Temperaturentwicklung.

Der Bericht gliedert sich in eine detaillierte Betrachtung der Infrastruktur, der meteorologischen Prognosen und der daraus resultierenden Szenarien, um dem Leser – vom Fachexperten bis zum interessierten Laien – ein präzises Bild der Lage zu vermitteln.

3. Gasspeicher Deutschland 2026: Aktuelle Datenlage

Um die Szenarien für die kommenden Monate zu verstehen, ist ein tiefes Verständnis der technischen Grundlagen unerlässlich. Gasspeicher und LNG-Terminals sind keine statischen Behälter, sondern komplexe thermodynamische Systeme mit spezifischen Leistungskennlinien.

3.1 Die Rolle der Untergrundgasspeicher (UGS)

Deutschland verfügt über die größten Gasspeicherkapazitäten in Mittel- und Westeuropa. Diese Speicher sind das “Herzstück” der winterlichen Versorgungssicherheit. Sie gliedern sich in zwei geologische Typen, deren Unterschied für das Verständnis einer möglichen Mangellage entscheidend ist:

3.1.1 Kavernenspeicher vs. Porenspeicher

• Kavernenspeicher: Diese künstlich in Salzstöcken angelegten Hohlräume zeichnen sich durch eine extrem hohe Ein- und Ausspeiseleistung aus. Sie funktionieren wie ein schnell reagierender “Turbolader”. Ihr Volumen ist im Verhältnis zur Leistung eher gering, aber sie können Spitzenlasten (z.B. am kältesten Morgen des Jahres) hervorragend abdecken.
• Porenspeicher: Hierbei handelt es sich oft um ausgeförderte Erdgaslagerstätten oder Aquifere (wassertragende Schichten), in denen das Gas in den Poren des Gesteins (Sandstein/Kalkstein) gespeichert wird. Der größte deutsche Speicher in Rehden ist ein solcher Porenspeicher.
• Die physikalische Falle: Porenspeicher haben ein riesiges Volumen, aber eine träge Leistungscharakteristik. Je leerer der Speicher wird, desto geringer ist der Lagerstättendruck. Dies bedeutet: Ein Porenspeicher, der noch zu 20 % gefüllt ist, kann das Gas nur noch sehr langsam abgeben. In einer akuten Kältewelle im Februar hilft das im Gestein vorhandene Gas wenig, wenn es nicht schnell genug an die Oberfläche gefördert werden kann (“Leistungsengpass”).

3.1.2 Die Ausgangslage: Der “Füllstand-Schock”

Ein zentraler Kritikpunkt der Branchenverbände wie der INES (Initiative Energien Speichern) ist der Startfüllstand der Heizperiode 2025/2026. Während die gesetzlichen Vorgaben in den Vorjahren eine Befüllung von 95 % zum 1. November vorsahen und auch erreichten, startete Deutschland am 1. November 2025 mit lediglich 75 % Füllstand.1

Dieser Fehlbetrag von 20 Prozentpunkten entspricht – grob vereinfacht – dem Verbrauch eines kalten Wintermonats. Die Gründe hierfür waren vielfältig:

• Ein erhöhter Gasverbrauch in der Stromerzeugung (“Gas-to-Power”) im Sommer/Herbst 2025 aufgrund schwacher Windausbeute.
• Geringere Importe aus dem EU-Binnenmarkt.
• Fehlende ökonomische Anreize für Händler, Gas einzuspeichern, da die erwarteten Winterpreise nicht hoch genug über den Sommerpreisen lagen.

3.1.3 Aktuelle Daten (Januar 2026)

Die aktuellen Messwerte der europäischen Plattform AGSI (Aggregated Gas Storage Inventory) und der Bundesnetzagentur zeigen für die Kalenderwoche 2 im Januar 2026 folgende Situation:

Parameter	Wert / Status	Relevanz	Quelle
Datum	07./08. Januar 2026	Stichtag der Analyse	7
Füllstand Deutschland	ca. 50,54 % – 56,1 %	Kritisch niedriger Puffer	1
Füllstand EU-27	ca. 57,21 %	Europäisches Mittel	4
Netto-Veränderung (24h)	-1,19 % bis -1,27 %	Sehr hohe Entnahme	3
Gesamtkapazität DE	~251 TWh	Theoretisches Maximum	3
Aktuell gespeichert	~126 – 133 TWh	Real verfügbare Energie	3

Analyse: Eine tägliche Entnahme von über 1,2 Prozentpunkten ist extrem hoch. Hält dieser Trend an, verliert Deutschland alle 10 Tage rund 12-13 % seines Speichervolumens. Dies verdeutlicht die Brisanz der aktuellen Kältewelle.

3.2 Die LNG-Infrastruktur als Grundlast-Lieferant

Um die fehlenden russischen Importe zu kompensieren, hat Deutschland eine beachtliche LNG-Importkapazität aufgebaut. Diese Terminals dienen der Grundlastversorgung, können aber Spitzenlasten nur bedingt abfangen.

3.2.1 Standorte und Kapazitäten 2026

• Wilhelmshaven I (“Höegh Esperanza”): Das erste Terminal, betrieben von Uniper/DET, liefert zuverlässig Gas ins Netz.
• Wilhelmshaven II (“Excelsior”): Seit Ende August 2025 ist dieses zweite FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) kommerziell in Betrieb.⁵ Es nutzt innovative Technologien wie das ECOnnect-System (pipelinebasierter Transfer ohne Brücke) und erhöht die Importkapazität signifikant.
• Brunsbüttel & Stade/Mukran: Weitere Standorte tragen zur Versorgung bei.

3.2.2 Technische Grenzen bei Kälte

Auch LNG-Terminals sind wetterfühlig. Die Regasifizierung (Umwandlung von flüssig zu gasförmig) benötigt Wärme. Diese wird meist dem Meerwasser entnommen.

• Das “kalte Wasser”-Problem: Wenn die Wassertemperatur der Nord- und Ostsee im tiefen Winter (Januar/Februar) nahe den Gefrierpunkt sinkt, arbeitet der Wärmetauscher ineffizienter. Die Terminals müssen ggf. eigene Gasbrenner nutzen, um die Wärme bereitzustellen, was den Netto-Output reduziert.
• Logistik: Sturmfluten oder vereiste Hafenzufahrten können das Anlegen der LNG-Tanker verzögern (“Slot Loss”). Bei dem für Januar 2026 prognostizierten Sturmtief über der Nordsee ⁸ ist dies ein reales operatives Risiko.

3.3 Pipeline-Importe: Die norwegische Lebensader

Norwegen ist der mit Abstand wichtigste Gaslieferant Deutschlands geworden. Über die Pipelines Europipe I und II fließt Gas aus der Nordsee direkt nach Niedersachsen.

• Abhängigkeit: Rund 30-40 % des deutschen Bedarfs werden direkt oder indirekt durch norwegisches Gas gedeckt.
• Risiko: Das System operiert an der Kapazitätsgrenze (“Maxed out”).⁹ Es gibt keine Reserveleitung. Jede ungeplante Wartung (“Unplanned Outage”) an einem norwegischen Offshore-Feld oder einer Aufbereitungsanlage (wie Kollsnes oder Kårstø) schlägt sofort auf die deutsche Versorgungsbilanz durch. Für Januar 2026 sind bereits kleinere Wartungen (z.B. Aasta Hansteen Feld) angekündigt ¹⁰, was die verfügbare Menge leicht reduziert.

4. Meteorologische Rahmenbedingungen: Der Faktor Unsicherheit

Die Gasnachfrage im Haushaltssektor (SLP-Kunden) korreliert fast linear mit der Außentemperatur. Daher ist die Wetterprognose die wichtigste Variable der Szenarioanalyse.

4.1 Aktuelle Lage: Der Kälteeinbruch im Januar 2026

Zum Erstellungszeitpunkt dieses Berichts (8. Januar 2026) erlebt Deutschland eine klassische winterliche Grenzlage. Ein Sturmtief führt zu chaotischen Verhältnissen:

• Norddeutschland: Es drohen Schneestürme (“Blizzards”) und massiver Frost.⁸
• Temperatursturz: Nach einer kurzen Milderung wird ab dem 10. Januar ein massiver Einbruch polarer Kaltluft erwartet. Die Temperaturen sollen verbreitet in den Dauerfrostbereich fallen (tagsüber -2 bis -8 °C, nachts bis -17 °C).⁸
• Folge: Der Gasverbrauch steigt sprunghaft an. Heizungen laufen im 24-Stunden-Betrieb.

4.2 Das Phänomen “Polarwirbelsplit”

Für die Prognose der kommenden Monate (Februar/März 2026) ist der Zustand des Polarwirbels entscheidend.

• Mechanismus: Der Polarwirbel ist ein Höhentief über der Arktis, das normalerweise die Kaltluft dort bindet (starker Westwindjet).
• Sudden Stratospheric Warming (SSW): Meteorologen beobachten aktuell eine plötzliche Erwärmung in der Stratosphäre. Dies kann dazu führen, dass der Polarwirbel instabil wird und sich teilt (“Split”) oder verschiebt (“Displacement”).¹¹
• Konsequenz für Deutschland: Ein solcher Split führt oft mit einer Verzögerung von 2-3 Wochen zu stabilen Hochdruckblockaden über dem Nordatlantik oder Skandinavien. Die Folge ist, dass die milde Meeresluft abgeschnitten wird und stattdessen eisige Festlandsluft aus Russland oder der Arktis nach Mitteleuropa strömt (“Arctic Outbreak”).
• Prognose 2026: Da dieses Phänomen bereits im Gange ist, besteht eine erhöhte Wahrscheinlichkeit (ca. 28 % für “Winter kalt” laut Statistik ¹²), dass der Februar 2026 extrem kalt ausfällt. Dies wäre das “Worst-Case-Szenario” für die Gasspeicher.

5. Szenario-Analyse: Entwicklung der Speicherstände bis April 2026

Basierend auf den Daten der INES und eigenen Berechnungen lassen sich drei Pfade für die Entwicklung der Speicherstände skizzieren. Diese Pfade dienen dazu, die Wahrscheinlichkeit einer Mangellage zu quantifizieren.

5.1 Methodik der INES-Szenarien

Das “INES Gas Market Model” (IGM) simuliert die europäischen Gasflüsse unter Berücksichtigung von Infrastrukturrestriktionen und Temperaturprofilen historischer “Wetterjahre”.¹

• Referenzjahr 2020: Ein sehr warmer Winter (Klimawandel-Szenario).
• Referenzjahr 2016: Ein durchschnittlicher Winter (Normal-Szenario).
• Referenzjahr 2010: Ein extrem kalter Winter (Stress-Szenario).

5.2 Szenario A: Der milde Verlauf (Wetterjahr 2020)

• Annahme: Die aktuelle Kältewelle im Januar bleibt eine Episode. Ab Ende Januar setzen sich wieder atlantische Tiefausläufer mit milden Temperaturen durch. Der Polarwirbel stabilisiert sich.
• Speicherverlauf: Die Entnahmeraten sinken wieder auf ein moderates Niveau. Die Speicher leeren sich langsam und kontrolliert.
• Ergebnis:

• Das gesetzliche Ziel von 30 % Füllstand am 1. Februar wird sicher erreicht.
• Am Ende des Winters (1. April 2026) verbleiben Restmengen von ca. 47 %.¹
• Bewertung: Versorgungssicherheit ist jederzeit gewährleistet. Preise sinken am Spotmarkt.

5.3 Szenario B: Der normale Verlauf (Wetterjahr 2016)

• Annahme: Wechselhafte Witterung mit kalten und milden Phasen. Durchschnittliche Temperaturen.
• Speicherverlauf: Stetige Entnahme.
• Ergebnis:

• Das 30%-Ziel am 1. Februar wird erreicht, aber knapper als in Szenario A.
• Ende März liegen die Speicher bei ca. 20-25 %.
• Bewertung: Keine physikalische Mangellage, aber das System operiert ohne großen Sicherheitspuffer.

5.4 Szenario C: Der Krisenfall (Wetterjahr 2010 / Polarwirbelsplit)

Dies ist das Szenario, das die Antwort auf die Frage nach den “Voraussetzungen für eine Mangellage” liefert.

• Annahme: Der Polarwirbelsplit führt zu einer Blockadelage. Februar und März sind geprägt von Dauerfrost (Tagsüber < -5 °C).
• Speicherverlauf:

• Aufgrund des niedrigen Startniveaus (75 %) und der aktuellen Entnahmen (~50 % Anfang Januar) fallen die Speicherstände dramatisch schnell.
• Kipppunkt: Laut INES-Modellierung könnten die Speicher in diesem Szenario bereits Mitte bis Ende Januar 2026 rechnerisch leerlaufen oder auf ein technisches Minimum fallen.¹
• Technisches Limit: Sobald die Porenspeicher (z.B. Rehden) unter 15-20 % fallen, sinkt die Entnahmeleistung so stark, dass sie Bedarfsspitzen nicht mehr decken können.

• Ergebnis: “Unterdeckung”. Die Summe aus Importen (LNG/Pipeline) und maximaler Speicherleistung ist kleiner als der Verbrauch.
• Bewertung: Eintritt der Gasmangellage (Notfallstufe).

6. Voraussetzungen für das Eintreten einer Gasmangellage

Die Analyse zeigt, dass eine Gasmangellage im Winter 2025/2026 zwar als “unwahrscheinlich” gilt, aber keinesfalls ausgeschlossen ist. Ihr Eintreten erfordert eine spezifische Koinzidenz (Zusammentreffen) mehrerer negativer Faktoren – einen “Perfect Storm”.

6.1 Die notwendige Bedingung: Meteorologische Eskalation

Ohne einen extrem kalten Winterverlauf ist die Infrastruktur (LNG + Pipeline) stark genug, um Deutschland zu versorgen.

• Voraussetzung: Die Temperaturen müssen über einen Zeitraum von mindestens 3-4 Wochen signifikant unter dem langjährigen Mittel liegen (Dauerfrost). Nur dann steigt der Verbrauch so stark an, dass die Importkapazitäten nicht mehr ausreichen und die Speicher rapid entleert werden.

6.2 Der Verstärker: Technische Ausfälle

In einem angespannten Markt (Szenario C) fehlt jede Redundanz.

• Voraussetzung: Ein ungeplanter Ausfall einer großen Importroute.

• Beispiel 1: Ein technischer Defekt an einem norwegischen Kompressor (siehe Gassco-Meldungen zu vergangenen Ausfällen ¹³).
• Beispiel 2: Sturmflut an der Nordsee verhindert für 5 Tage das Anlegen von LNG-Tankern in Wilhelmshaven und Brunsbüttel.
• Beispiel 3: Sabotage an Offshore-Pipelines.
  Tritt eines dieser Ereignisse während einer Kältewelle und bei niedrigen Speicherständen auf, kollabiert die Versorgungsbilanz sofort.

6.3 Der politische Faktor: Europäische Solidarität

Deutschland ist Teil des europäischen Verbundnetzes.

• Voraussetzung: Mangelnde Importe aus Nachbarländern oder hohe Exporte an Nachbarn.

• Sollte Frankreich aufgrund von Problemen im eigenen Kraftwerkspark (Kernkraft) massiv Strom importieren müssen, würde in Deutschland Gas verstromt, um Frankreich zu stützen (“Gas-to-Power-Shift”). Dies entzieht dem Wärmemarkt das Gas.
• Sollten die Niederlande den Export von L-Gas drosseln, entstünden regionale Engpässe in NRW.

Zusammenfassung der “Kill-Chain”:

Eine Gasmangellage tritt ein, wenn:

1. Der Speicherstand vorzeitig (Mitte Februar) unter die kritische Leistungsgrenze (< 20 %) fällt.
2. GLEICHZEITIG eine Kältewelle (Polarwirbelsplit) den Bedarf maximiert.
3. UND ein technisches Ereignis (Ausfall Import) das Angebot minimiert.

7. Die Anatomie der Gasmangellage: Abläufe und Konsequenzen

Was passiert konkret, wenn das “unwahrscheinliche Szenario” Realität wird? Hier greift der Notfallplan Gas des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), exekutiert durch die Bundesnetzagentur (BNetzA).

7.1 Die drei Eskalationsstufen

Aktuell gilt die Frühwarnstufe (Stufe 1).⁶

Stufe 2: Alarmstufe

• Auslöser: Prognostizierte, erhebliche Verschlechterung der Versorgungslage (z.B. Speicher sinkt im Januar auf 20 % bei anhaltendem Frost).
• Mechanismus: Marktbasierte Maßnahmen stehen noch im Vordergrund. Die Regierung appelliert an Einsparungen. Energieversorger können (je nach vertraglicher Lage) Preisanpassungen vornehmen (“Preisanpassungsmechanismus” nach § 24 EnSiG – theoretisch möglich, politisch heikel). Die Industrie beginnt eigenständig, Produktion zu drosseln, weil Gas zu teuer wird.

Stufe 3: Notfallstufe (Die Gasmangellage)

• Auslöser: Die physische Versorgung ist nicht mehr gewährleistet. Der Netzdruck droht unter kritische Grenzen zu fallen.
• Der Bundeslastverteiler: Die BNetzA übernimmt das Kommando. Sie erlässt Verfügungen, wer noch Gas bekommt und wer nicht.
• Die Abschalt-Reihenfolge (Merit Order der Not):

1. Nicht geschützte Kunden: Das ist primär die Industrie. Große Prozesswärme-Nutzer (Glas, Stahl, Chemie, Papier) erhalten die Anweisung, ihren Bezug zu reduzieren oder auf Null zu fahren. Dies geschieht nach technischen und volkswirtschaftlichen Kriterien (Schadensminimierung, Vorlaufzeiten).
2. Freizeitbereich: Schwimmbäder, beheizte Sportstätten etc.
3. Gaskraftwerke: Soweit sie nicht systemrelevant für die Stromnetzstabilität sind (Vermeidung von Blackouts).
4. Geschützte Kunden (Ultima Ratio): Haushaltskunden, soziale Einrichtungen (Kliniken, Pflegeheime), Polizei/Feuerwehr.
   Wichtig: Eine Abschaltung von Privathaushalten ist technisch extrem schwierig (da man nicht jeden Hahn einzeln fernsteuern kann) und rechtlich die absolute Ausnahme. Bevor in deutschen Wohnzimmern die Heizung ausgeht, steht die gesamte deutsche Industrie still.

7.2 Ökonomische und gesellschaftliche Folgen

Selbst wenn die physische Abschaltung von Haushalten vermieden wird, sind die Kollateralschäden immens:

• Preisschock: Im Szenario einer Mangellage würden die Großhandelspreise (TTF) explodieren (potenziell > 200 €/MWh). Dies treibt die Inflation und belastet die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft dauerhaft.
• Rezession: Produktionsstopps in der Grundstoffindustrie (Chemie/Ammonia) führen zu Lieferkettenrissen in fast allen Sektoren (Dünger, AdBlue, Kunststoffe, Medikamente).
• Vertrauenskrise: Eine erneute Energiekrise würde das Vertrauen der Bevölkerung in die Energiewende und die staatliche Handlungsfähigkeit massiv erschüttern.

8. Fazit und Ausblick

Der Winter 2025/2026 stellt die deutsche Energieversorgung vor einen erneuten Belastungstest. Die Analyse der Daten zum 8. Januar 2026 zeigt ein System unter Stress.

Die zentrale Erkenntnis: Die Entscheidung, den Winter mit nur 75 % Speicherfüllstand zu beginnen, hat den Sicherheitspuffer aufgezehrt, der notwendig wäre, um meteorologische Extreme gelassen abzuwettern. Deutschland “fährt auf Sicht”.

Prognose:

• Mit hoher Wahrscheinlichkeit werden wir bis Ende Februar 2026 extrem niedrige Speicherstände sehen (möglicherweise historische Tiefststände).
• Die Einhaltung der gesetzlichen 30%-Vorgabe zum 1. Februar wird ein “Fotofinish”, das maßgeblich vom Wetter der letzten Januarwochen abhängt.
• Eine Gasmangellage (Notfallstufe) bleibt unwahrscheinlich, sofern die Importinfrastruktur (Norwegen/LNG) fehlerfrei zu 100 % läuft. Jede technische Störung in diesem Bereich erhöht das Risiko jedoch exponentiell.

Empfehlung für Verbraucher:

Für Laien und Verbraucher bedeutet dies: Energiesparen bleibt das Gebot der Stunde. Jedes Grad weniger Raumtemperatur entlastet die Speicher direkt und verringert das Risiko industrieller Abschaltungen. Panik ist unbegründet, aber eine realistische Wachsamkeit ist angebracht. Das System ist robust, aber nicht unverwundbar.

Anhang: Datentabellen und Quellenübersicht

Tabelle 1: Vergleichende Speicherstände (Historie & Prognose)

Datum	Füllstand (Historisch/Prognose)	Kontext
01.11.2023	~99,5 %	Extrem hoher Puffer nach Krise
01.11.2024	~97,0 %	Komfortable Ausgangslage
01.11.2025	~75,0 %	Defizitärer Start 1
08.01.2026	~50-56 %	Aktueller Status (hohe Entnahme) 4
Prognose 01.02.2026 (Warm)	~35-40 %	Zielerreichung möglich
Prognose 01.02.2026 (Kalt)	< 20-30 %	Zielverfehlung wahrscheinlich

Tabelle 2: Regionale Speicher-Risiken in Deutschland

Region	Relevante Speicher	Risiko-Faktor
Nordwest (Rehden)	Porenspeicher	Geringe Ausspeiseleistung bei niedrigem Stand; wichtig für Systemstabilität 14
Süden (Bayern)	Wolfersberg, Haidach	Keine LNG-Anbindung, abhängig von Nord-Süd-Pipeline-Transport; erhöhtes Engpassrisiko. Ziel: 40% am 01.02. 7
Ostdeutschland	VNG-Speicher (Bad Lauchstädt)	Wichtig für regionale Versorgung und Transit nach Osteuropa. Ziel: 45% 7

Quellenbasis: Diese Analyse integriert Daten der Bundesnetzagentur ⁶, der Initiative Energien Speichern (INES) ¹, Gas Infrastructure Europe (GIE/AGSI) ⁴ sowie meteorologische Prognosen des Deutschen Wetterdienstes und privater Wetterdienste.⁸

Referenzen

1. INES-Gas-Szenarien: Winterausblick zeigt Risiken …, Zugriff am Januar 8, 2026, https://energien-speichern.de/ines-gas-szenarien-winterausblick-zeigt-risiken-speicherbefuellung-vor-dem-winter-auf-niedrigem-niveau/
2. INES-Gas-Scenarios: Winter Outlook Reveals Risks – Gas Storage Levels Before Winter at a Low Level – INES – Initiative Energien Speichern, Zugriff am Januar 8, 2026, https://energien-speichern.de/en/ines-gas-scenarios-winter-outlook-reveals-risks-gas-storage-levels-before-winter-at-a-low-level/
3. Aktuelle Lage der Gasversorgung – Gas- und Wasserstoffwirtschaft, Zugriff am Januar 8, 2026, https://gas-h2.de/energie-gas/lage-gasmarkt/
4. Welcome at GIE – Gas Infrastructure EuropeGas Infrastructure Europe, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.gie.eu/
5. WHV02: Commercial launch after successful test operation | Deutsche Energy Terminal GmbH, Zugriff am Januar 8, 2026, https://energy-terminal.de/en/news/whv02-kommerzieller-start-nach-erfolgreichem-testbetrieb
6. Gasversorgung – Bundesnetzagentur, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/start.html
7. Aktuelle Lage Gasversorgung – Verlauf der Speicherfüllstände in Prozent – Bundesnetzagentur, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/aktuelle_gasversorgung/_svg/Gasspeicher_Fuellstand/Speicherfuellstand.html
8. Wetterprognose für den Winter 2025/2026, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.wetterprognose-wettervorhersage.de/wetter-jahreszeiten/winter/wetter-winter-2025-2026.html
9. Europe Bought Record Amounts of Norway’s Offshore Gas in 2022 – The Maritime Executive, Zugriff am Januar 8, 2026, https://maritime-executive.com/article/gassco-europe-bought-record-amounts-of-norway-s-offshore-gas-in-2022
10. TABLE-North Sea gas maintenance schedule: Adds Barrow (North Terminal) outage – Sahm, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.sahmcapital.com/news/content/table-north-sea-gas-maintenance-schedule-adds-barrow-north-terminal-outage-2026-01-02
11. Wetterprognose: Ein möglicher Polarwirbelsplit setzt den Winter unter Druck, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.wetterprognose-wettervorhersage.de/wetter-jahreszeiten/winter/wetter-winter-2025-2026/13303-wetterprognose-ein-moeglicher-polarwirbelsplit-setzt-den-winter-unter-druck.html
12. Wetter Februar 2026 Deutschland – Was vom Wetter zu erwarten ist, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.wetterprognose-wettervorhersage.de/wetter/februar/wetter-februar-2026/13299-wetter-februar-2026-deutschland-was-vom-wetter-zu-erwarten-ist.html
13. Compressor Failure Shuts Down Equinor’s Hammerfest LNG Plant, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.oedigital.com/news/520730-compressor-failure-shuts-down-equinor-s-hammerfest-lng-plant
14. German gas industry association allays concerns over storage levels – Clean Energy Wire, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.cleanenergywire.org/news/german-gas-industry-association-allays-concerns-over-storage-levels
15. Aktuelle Lage der Gasversorgung in Deutschland – Bundesnetzagentur, Zugriff am Januar 8, 2026, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/aktuelle_gasversorgung/start.html