Der größte deutsche Erdgasspeicher steht in Rehden, einem Dorf in Niedersachsen mit knapp tausend Einwohnern. Er fasst rund vier Milliarden Kubikmeter Gas – genug, um mehr als zwei Millionen Haushalte ein Jahr lang zu versorgen. Mitte August 2026 war Rehden zu 7,30 Prozent gefüllt.

Das ist kein Ausreißer. Es ist das schärfste Symbol für eine Lage, die sich an 47 Speicherstandorten in Deutschland wiederholt: Kapazitäten von insgesamt rund 24 Milliarden Kubikmetern – eine Größenordnung, die Deutschland zum größten Gasspeicherland der Europäischen Union macht – sind derzeit nur zur Hälfte genutzt. Etwa 78 Prozent der Kapazitäten sind gebucht, aber nicht gefüllt.

Drei Jahre, drei Lagen

Die Zahlen für denselben Stichtag im Augustvergleich sind eindeutig: 93,6 Prozent im Jahr 2024, 67,7 Prozent im Jahr 2025, 50,3 Prozent im Jahr 2026. Der Rückgang vollzog sich nicht linear, sondern in zwei abrupten Stufen – vom Ausnahmezustand nach der Befüllungspolitik des Krisenjahrs 2022 zur heutigen Lage, die niemand gezielt herbeigeführt hat, aber auch niemand aufgehalten hat.

Das ist der Kontrast, den die Datenlage zeigt: Anfang November 2023 lagen die Speicher bei annähernd 100 Prozent – das gesetzliche Ziel von 95 Prozent war übertroffen worden. Heute fehlen rund 45 Prozentpunkte auf diesen Stand, und der Winter liegt noch drei Monate entfernt.

Was das Gesetz verlangt – und was es bekommt

Das Energiewirtschaftsgesetz schreibt konkrete Zwischenstände vor: 75 Prozent zum 1. September, 85 Prozent zum 1. Oktober, 95 Prozent zum 1. November. Die EU-Gasspeicherverordnung (EU 2022/1032) verlangt für den 1. November mindestens 80 Prozent, in Folgejahren 90 Prozent; eine überarbeitete Fassung sieht Absenkungen auf 75 bis 80 Prozent mit größerer Flexibilität vor. Die gesetzliche Vorgabe für den 1. November beträgt 70 Prozent gemäß Verordnung.

Von 75 Prozent am 1. September trennen Deutschland derzeit rund 25 Prozentpunkte – bei einem Einspeicherungstempo, das nach Angaben des Branchenverbands Initiative Energien Speichern (Ines) deutlich unter dem liegt, was für das Erreichen der November-Zielmarke notwendig wäre. Ines hat explizit darauf hingewiesen, dass selbst bei voller Buchung der Kapazitäten eine vollständige Absicherung nicht gewährleistet sei.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche schließt eine Gasmangellage aus und verweist auf Pipelineimporte – heute vor allem aus Norwegen, den Niederlanden und Belgien – sowie auf Flüssigerdgas (LNG), zu erheblichen Teilen aus den USA. Deutschland sei nicht auf Speicher allein angewiesen. Das stimmt strukturell. Die Frage ist, unter welchen Wetterbedingungen und zu welchem Preis.

Das Fehlanreiz-Problem

Die Bundesnetzagentur hat die gesetzlichen Füllstandsvorgaben öffentlich als überholt bezeichnet. Netzagentur-Chef Klaus Müller argumentiert, die Regeln hätten in der Krise ihre Funktion erfüllt, setzten nun aber Fehlanreize: Händler spekulierten darauf, dass der Staat im Notfall eingreife, und unterlassen deshalb die eigene Absicherung. Ohne Vorgaben würden sie sich selbst versichern müssen.

Das ist ein Argument, das ökonomisch trägt – und das zugleich beschreibt, was gerade passiert. Hohe Beschaffungskosten machen die Einspeicherung für Händler derzeit unattraktiv, weil die Winterpreise möglicherweise niedriger ausfallen könnten als die heutigen Einkaufspreise. Ein negativer Carry – kaufe teuer heute, verkaufe günstig im Winter – ist für private Akteure kein Geschäftsmodell. Wer regulatorisch signalisiert, Vorgaben seien überholt, verstärkt diesen Effekt: Er nimmt den verbindlichen Rahmen weg, bevor der freiwillige ihn ersetzt.

Was eine frühe Kältewelle bedeutet

Weder die Bundesregierung noch die Bundesnetzagentur haben bisher eine quantifizierte Risikoabschätzung für ein frühes Kälteereignis veröffentlicht. Die Szenarien der Netzagentur aus dem Winter 2023/24 rechneten mit durchschnittlichen Temperaturen und Nachfragekurven – eine methodische Entscheidung, die bei normalem Winter trägt und bei einem kalten Oktober nicht.

Das Briefing-Material von Ines formuliert dieses Risiko direkt: Bei einem außergewöhnlich kalten Januar könnten Engpässe auftreten. Das ist keine Panikaussage – der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) warnt ausdrücklich vor Panikmache und betont, die Lage sei nicht mit 2022 vergleichbar. Beides kann zutreffen: keine akute Krise heute, aber ein Preisrisiko bei früh einsetzender Kälte, das aus den aktuellen Terminkurven noch nicht vollständig abzulesen ist.

Deutschland bezieht Gas heute aus einem diversifizierten System: Pipeline-Importe, LNG-Terminals, europäische Verbundnetze. Dieses System kann Spitzen abfedern – zu einem Preis, der sich an den Großhandelsmärkten in Echtzeit bildet. Speicher kappen Preisspitzen, weil eingespeichertes Gas zu früheren Kosten verfügbar ist. Sind sie leer, wird aus dem Puffer ein Durchlauferhitzer: Die Importkosten schlagen direkt auf den Endpreis durch.

Wie sich die Lage in drei Monaten entscheidet

Die entscheidende Variable ist bekannt und nicht steuerbar: die Temperaturen im Oktober und November. Liegt der Oktober nahe am langjährigen Mittel, entspannt sich die Lage; liegt er zwei Grad darunter, zieht die Nachfrage an, bevor die Speicher den gesetzlichen Puffer aufgebaut haben.

Woran sich ablesen lässt, ob die heutige Entspannungsrhetorik trägt: Die TTF-Gaspreise an den europäischen Terminmärkten für November-Lieferung sind der Frühindikator. Steigen sie ab September signifikant, preist der Markt genau jenes Szenario ein, das Reiche ausschließt. Ein zweiter Indikator ist das tatsächliche Einspeicherungstempo bis Ende August – liegt es weiter unter dem Zielpfad, rückt die 70-Prozent-Marke für den 1. November in den Bereich des Unerreichbaren, und die Bundesnetzagentur muss entscheiden, ob sie Vorgaben, die sie für überholt hält, trotzdem durchsetzt.