Gasspeicherfüllstände 2026: Steuert Deutschland auf eine neue Gaskrise zu?

Der Analysten-Blick: Warum der niedrige Gasspeicherfüllstand allein kein Grund zur Panik ist

Die Schlagzeilen sind unübersehbar: Die Füllstände der deutschen Gasspeicher sind im Januar 2026 auf einem historisch niedrigen Niveau. Während einige Stimmen bereits eine unausweichliche Gasmangellage prophezeien, zeichnen die Daten von Behörden und Marktanalysten ein differenzierteres Bild. Die Situation ist angespannt und die Sicherheitsmargen sind dünner geworden, doch die strukturellen Veränderungen am deutschen und europäischen Gasmarkt seit 2022 haben die Spielregeln fundamental verändert. Die alleinige Fokussierung auf den Füllstand der Speicher greift zu kurz und ignoriert die gestiegene Resilienz durch diversifizierte Importrouten, insbesondere durch Flüssigerdgas (LNG).

Kernerkenntnisse auf einen Blick:

• Ausgangslage: Die Füllstände der deutschen Gasspeicher liegen per 26. Januar 2026 bei nur noch 37,49 %, deutlich unter den Werten der Vorjahre. Dieser Rückstand ist primär auf eine geringere Einspeicherung im Sommer 2025 aufgrund veränderter Marktpreise zurückzuführen.
• Das eigentliche Problem: Die Debatte wird oft von einer Verwechslung technischer Begriffe dominiert. Eine modellierte „Unterdeckung“ in Extremszenarien ist keine faktische „Gasmangellage“. Letztere tritt erst bei einem Versagen der Marktmechanismen und staatlichen Eingriffen ein.
• Der neue Markt: Deutschlands Gasversorgung hängt nicht mehr primär von Speichern ab. Kontinuierliche Importe aus Norwegen und über LNG-Terminals bilden die neue Grundlast. Die Speicher fungieren als Puffer, nicht als primäre Versorgungsquelle.
• Ausblick: Eine echte Versorgungskrise ist unwahrscheinlich, solange keine extreme und langanhaltende Kältewelle mit gleichzeitigen Importausfällen zusammenfällt. Die entscheidenden Faktoren sind die Verfügbarkeit von LNG auf dem Weltmarkt und die Preisreaktionen der Industrie, die den Verbrauch bei Knappheit drosseln.

Die Faktenlage: Speicher, Verbrauch und die neue Importarchitektur

Um die aktuelle Lage objektiv zu bewerten, ist ein Blick auf die drei zentralen Säulen der Gasversorgung notwendig: die Speicherfüllstände, den täglichen Verbrauch und die laufenden Importe.

Mitte Januar 2026 erreichten die deutschen Gasspeicher einen Füllstand von rund 38 %, während sie im Vorjahr zur gleichen Zeit noch bei über 60 % lagen. Am 26. Januar 2026 meldeten die Aggregated Gas Storage Inventory (AGSI) Daten einen Füllstand von 37,49 %, ein Rückgang von 0,62 Prozentpunkten gegenüber dem Vortag. Dieser Wert liegt signifikant unter dem europäischen Durchschnitt von 45,59 %. Die Ursache für diese Diskrepanz liegt nicht im aktuellen Winter, sondern im vergangenen Sommer. Während die Speicher in den Jahren nach der Ukraine-Krise bis zum Rand gefüllt wurden, startete Deutschland Anfang Oktober 2025 mit nur 75 % in die Heizsaison – verglichen mit 96 % im Oktober 2024. Diese Differenz hat sich seitdem fortgesetzt. Der Grund dafür ist rein marktwirtschaftlicher Natur: Der Preisunterschied zwischen günstigem Sommergas und teurem Wintergas (der sogenannte Sommer-Winter-Spread) war nicht mehr gegeben, was die Einspeicherung für Händler unattraktiv machte.

Gleichzeitig muss dieser Füllstand ins Verhältnis zum Verbrauch und den Importen gesetzt werden. Der tägliche Gasverbrauch in Deutschland schwankt im Winter stark und liegt je nach Temperatur zwischen drei und fünf Terawattstunden (TWh). Am 25. Januar 2026 betrug der Verbrauch beispielsweise 4,48 TWh. Dieser Bedarf wird jedoch nicht primär aus den Speichern gedeckt.

Die Grundversorgung sichern kontinuierliche Importe. Über Pipelines aus Norwegen, den Niederlanden und Belgien fließen stabil rund 2,5 bis 3 TWh pro Tag nach Deutschland. Hinzu kommen die LNG-Importe, die über die neuen Terminals an der Nord- und Ostsee eingespeist werden. Diese liefern aktuell etwa 0,4 TWh täglich, können aber bei steigenden Preisen ihre Kapazität deutlich erhöhen. Ein entscheidender Fakt ist, dass die europäischen LNG-Importe für das Gesamtjahr 2026 auf 145 Millionen Tonnen prognostiziert werden, was einer Steigerung von 19 % gegenüber 2025 entspricht. Diese enorme zusätzliche Verfügbarkeit, hauptsächlich aus den USA, fungiert als strategische Reserve für den gesamten Kontinent. Die Speicher dienen somit als Puffer, um die Lücke zwischen den konstanten Importen und den schwankenden Verbrauchsspitzen zu schließen.

Ein weiterer wichtiger Aspekt, der oft übersehen wird, ist die Rolle Deutschlands als Transitland. Tägliche Exporte von etwa 0,76 TWh (Stand 25. Januar 2026) fließen weiter in Nachbarländer wie Tschechien, Österreich und die Schweiz. Diese Verflechtung im europäischen Netz bedeutet, dass nationale Speicherstände nur im gesamteuropäischen Kontext bewertet werden können.

Das „Bigger Picture“: Deutschlands Gasversorgung nach der Zeitenwende

Die aktuelle Nervosität rund um die Gasspeicherfüllstände ist nur vor dem Hintergrund der tiefgreifenden Transformation der deutschen Energieinfrastruktur seit 2022 verständlich. Vor dem Wegfall der russischen Gaslieferungen, die 2021 noch 52 % der deutschen Importe ausmachten, basierte die Versorgungssicherheit maßgeblich auf hohen Speicherständen, um potenzielle Lieferausfälle aus dem Osten zu kompensieren. Die Speicher waren der zentrale Rettungsanker.

Diese Architektur hat sich fundamental gewandelt. Deutschland hat in Rekordzeit ein System etabliert, das auf zwei Säulen ruht: diversifizierte Pipeline-Importe und eine flexible maritime Versorgung über LNG.

1. Diversifizierung der Pipeline-Routen: Norwegen hat Russland als wichtigsten Gaslieferanten abgelöst und sorgt für eine stabile Grundlastversorgung. Zusätzlich wurden die Verbindungen zu den westeuropäischen Nachbarn (Niederlande, Belgien, Frankreich) gestärkt. Das Gasnetz, das einst auf einen Ost-West-Fluss ausgerichtet war, funktioniert heute flexibel in einer Nord/West-Ost-Achse. Gas kann je nach Bedarf und Preislage in Europa umgeleitet werden.

2. Aufbau einer LNG-Infrastruktur: Innerhalb von nur zwei Jahren wurden schwimmende LNG-Terminals (FSRUs) in Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Mukran in Betrieb genommen. Diese ermöglichen es Deutschland, direkt auf dem globalen LNG-Markt einzukaufen und Gas unabhängig von Pipelines zu importieren. Die Bedeutung dieser Terminals liegt weniger in ihrer aktuellen Auslastung als in ihrer verfügbaren Reservekapazität. Sie sind ein Sicherheitsventil: Steigen die europäischen Preise aufgrund einer Knappheit, wird es für LNG-Tanker wirtschaftlich attraktiv, Europa anzusteuern und die Einspeisung zu erhöhen. Damit hat sich Deutschland an einen liquiden Weltmarkt angeschlossen, der kurzfristig auf Nachfragesignale reagieren kann.

Diese neue, resilientere Struktur verändert die Rolle der Gasspeicher. Sie sind nicht mehr die einzige Lebensversicherung, sondern ein wichtiges, aber nicht mehr das allein entscheidende Element in einem diversifizierten System. Die Bundesnetzagentur betont daher wiederholt, dass der Speicherfüllstand „nicht allein relevant“ für die Versorgungssicherheit ist.

Die rechtliche Definition einer „Gasmangellage“ untermauert dies. Diese tritt erst in der dritten Stufe des nationalen Notfallplans ein, wenn der Markt die Versorgung nicht mehr durch Preisreaktionen und zusätzliche Importe ausgleichen kann und der Staat als „Bundeslastverteiler“ eingreifen muss, um zu entscheiden, wer noch Gas erhält. Davon ist Deutschland weit entfernt. Sinkende Speicherstände und steigende Preise sind Ausdruck von Marktdynamiken, nicht einer drohenden Versorgungskatastrophe.

Expertenausblick: Zwischen Marktdynamik und Restrisiken

Die Analyse der Daten und Expertenmeinungen ergibt einen klaren Ausblick für den Rest des Winters 2026 und darüber hinaus: Eine flächendeckende Gasmangellage ist unter den gegenwärtigen Bedingungen äußerst unwahrscheinlich, jedoch bleiben spezifische Risiken bestehen.

Der wahrscheinlichste Verlauf:
Die Gasspeicher werden sich im Laufe des Februars und März weiter leeren. Solange keine extreme Kältewelle über mehrere Wochen eintritt, werden die Füllstände jedoch nicht in einen kritischen Bereich fallen, in dem die technische Entnahmeleistung (der Druck in den Speichern) gefährdet wäre. Diese Schwelle liegt bei den meisten Porenspeichern bei etwa 20 %. Sollte die Nachfrage stark anziehen, würden zunächst die Gaspreise am Spotmarkt steigen. Dieses Preissignal hätte zwei Effekte:

1. Nachfrageseitig: Energieintensive Industrien würden ihren Verbrauch drosseln, da die Produktion unrentabel wird. Dieses Verhalten wurde bereits in der Krise 2022/23 beobachtet und ist ein effektiver, marktbasierter Puffer.
2. Angebotsseitig: Höhere Preise in Europa würden zusätzliche LNG-Ladungen vom Weltmarkt anziehen und die Auslastung der Terminals erhöhen.

Die Einschätzung von Kpler, einem führenden Anbieter von Rohstoffdaten, stützt dieses Szenario. Die Analysten prognostizieren für die EU-27 einen Endspeicherstand von 36 % zum Winterende 2025/26. Entscheidend ist jedoch der Blick auf den darauffolgenden Sommer: Dank reichlich verfügbarem und günstigerem LNG wird erwartet, dass die EU-Speicher bis zum 1. November 2026 wieder auf 96 % gefüllt sein werden. Dies würde die Ausgangslage für den Winter 2026/27 erheblich entspannen und das Preisniveau voraussichtlich senken. Der durchschnittliche TTF-Gaspreis für 2026 wird auf 9,81 $/MMBtu prognostiziert, deutlich niedriger als die 12,06 $/MMBtu für 2025.

Die Restrisiken:
Trotz der robusten Marktmechanismen existieren Restrisiken, die eine angespannte Lage verschärfen könnten:

• Extremwetter: Ein sogenanntes „Dunkelflaute“-Szenario, bei dem eine langanhaltende, extreme Kältewelle über Nordwesteuropa auf eine Phase mit geringer Wind- und Solarstromerzeugung trifft, würde den Gasverbrauch für Heizung und Stromerzeugung gleichzeitig in die Höhe treiben.
• Globale Angebotsstörungen: Unvorhergesehene Ausfälle großer LNG-Exportanlagen (z.B. in den USA oder Katar) oder geopolitische Eskalationen, die globale Schifffahrtsrouten beeinträchtigen, könnten das verfügbare Angebot auf dem Weltmarkt kurzfristig verknappen und die Preise stark ansteigen lassen.
• Infrastrukturelle Engpässe: Obwohl die Importkapazitäten ausreichen, könnten technische Probleme oder Verzögerungen bei der Inbetriebnahme geplanter Terminals, wie dem FSRU in Stade, die Flexibilität des Systems temporär einschränken.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die deutsche Gasversorgung strukturell resilienter ist als je zuvor. Die Panik, die allein aus den niedrigen Speicherständen abgeleitet wird, ist eine veraltete Sichtweise, die die Realitäten des neuen europäischen Gasmarktes ignoriert. Die eigentliche Gefahr geht nicht von leeren Speichern aus, sondern von einem Zusammentreffen mehrerer Negativereignisse. Die Fähigkeit des Marktes, über Preissignale Angebot und Nachfrage auszugleichen, bleibt der entscheidende Schutzschild gegen eine echte Versorgungskrise. Die Situation erfordert Wachsamkeit, aber keinen Alarmismus.