In Deutschland wird über eine mögliche Gasmangellage diskutiert. Auslöser sind Warnungen des Gasspeicher-Branchenverbands INES, der in einer Simulation zeigt, dass ein extrem kalter Februar 2026 zu Engpässen führen könnte. Droht erneut eine Energiekrise? Müssen die Deutschen frieren? Und wer trägt die politische Verantwortung dafür?

Dieser Artikel erklärt, wie das Gasversorgungssystem funktioniert, was sich seit 2022 verändert hat – und warum ein kalter Restwinter zwar keine kalten Wohnungen, aber erhebliche wirtschaftliche Schäden verursachen kann. Deutschland braucht eine Energiepolitik, die sich von ideologischen Scheuklappen löst und Versorgungssicherheit sowie Wettbewerbsfähigkeit wieder ins Zentrum stellt – denn nur ein verlässliches, robustes Energiesystem schützt Verbraucher, stärkt die Industrie und macht das Land krisenfest.

Was Gasspeicher sind – und welche Rolle sie ursprünglich hatten

Gasspeicher sind das unsichtbare Rückgrat der deutschen Energieversorgung. Sie liegen tief unter der Erde und bestehen aus zwei grundlegend unterschiedlichen Typen: Kavernenspeichern und Porenspeichern. Kavernenspeicher entstehen in Salzstöcken, die ausgespült werden und so große Hohlräume bilden. Sie können Gas sehr schnell aufnehmen und wieder abgeben. Daher eignen sie sich ideal, um kurzfristige Schwankungen im Verbrauch auszugleichen – etwa, wenn eine Kältewelle über das Land zieht.

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Porenspeicher dagegen sind ehemalige Erdgaslagerstätten. Das Gas wird in die porösen Gesteinsschichten zurückgepresst, in denen es über Jahrtausende natürlich gespeichert war. Sie bieten enorme Volumina, reagieren aber langsamer. Sie sind die klassischen „Wintervorräte“, aus denen über Monate hinweg Gas entnommen werden kann.

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Bis 2022 hatten diese Speicher eine rein marktliche Funktion. Händler nutzten sie, um Gas vom Sommer in den Winter zu verschieben. Im Sommer war Gas traditionell günstiger, im Winter teurer. Dieser Preisunterschied – der sogenannte Sommer-Winter-Spread – sorgte dafür, dass Händler im Sommer Gas einkauften und einlagerten, um es im Winter mit Gewinn zu verkaufen.

Genau dieser Mechanismus stellte über Jahrzehnte die Versorgungssicherheit sicher, ohne dass der Staat eingreifen musste. Wenn der Spread groß war, wurden die Speicher automatisch gut gefüllt. Wenn er klein war, war die Versorgungslage ohnehin entspannt. Das System stabilisierte sich selbst: Marktpreise sorgten dafür, dass im Sommer genügend Gas in die Speicher floss, um den Winter zu überstehen.

Deutschland profitierte dabei von großen Speicherkapazitäten, stabilen Pipelineimporten und einem liquiden europäischen Gasmarkt. Die Versorgungssicherheit im Winter war im Grunde ein Nebenprodukt des marktwirtschaftlichen Handelns – ein Automatismus, der zuverlässig funktionierte, solange die Rahmenbedingungen stabil blieben.

2022: Die Zeitenwende – Speicher werden sicherheitsrelevant

Mit dem Ausfall russischer Lieferungen 2021/22 änderte sich dieses System grundlegend. Erstmals wurden Gasspeicher gesetzlich zu einem Instrument der Versorgungssicherheit erklärt. Die Bundesregierung führte verbindliche Füllstandsvorgaben ein, die sicherstellen sollten, dass die Speicher zu Beginn des Winters ausreichend gefüllt sind. Diese Vorgaben – etwa 80 Prozent am 1. Oktober und 90 Prozent am 1. November – ersetzten den früheren Marktmechanismus. Die Speicher mussten nun befüllt werden, selbst wenn der Sommer-Winter-Spread keinen wirtschaftlichen Anreiz bot.

Damit diese Vorgaben eingehalten werden konnten, erhielt der Marktgebietsverantwortliche Trading Hub Europe (THE) eine neue Rolle. THE durfte – allerdings nur auf ausdrücklichen Auftrag des Wirtschaftsministeriums – Gas am Markt kaufen und einlagern, wenn die Speicher sonst nicht voll würden.

2022/23 führte das zu erheblichen staatlichen Kosten, weil Gas in dieser Phase extrem teuer war. THE musste zu Höchstpreisen einkaufen, um die gesetzlichen Füllstandsvorgaben zu erfüllen – teilweise zu Preisen von mehreren hundert Euro pro Megawattstunde. Als dieses Gas später wieder ausgespeichert wurde, lagen die Marktpreise deutlich niedriger. Der Staat kaufte also teuer ein und speicherte zu wesentlich niedrigeren Preisen wieder aus.

Die Differenz zwischen Einkaufs- und Verkaufspreis ließ sich nicht durch Marktmechanismen auffangen und führte zu langfristigen Kosten, die über die Gasspeicherumlage auf die Verbraucher umgelegt wurden. Die Speicher waren gefüllt, die Versorgungssicherheit war gewährleistet – aber der Preis dafür war hoch und wirkt bis heute nach.

2025: Absenkung der Füllstandsvorgaben – und warum das damals plausibel erschien

Am 5. Mai 2025 setzte der damalige Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck eine Änderung der gesetzlichen Füllstandsvorgaben für den Winter 2025/26 in Kraft. Besonders relevant ist dabei der Stichtag 1. November, der im deutschen Gasmarkt traditionell als entscheidender Indikator für die Winterfestigkeit gilt. Bis dahin galt eine einheitliche Zielvorgabe von 90 Prozent für alle Speicher. Mit der neuen Regelung wurde dieses einfache Ziel durch eine differenzierte Struktur ersetzt, die im Ergebnis auf einen durchschnittlichen Zielwert von etwa 70 Prozent zum 1. November hinauslief – also eine spürbare Absenkung gegenüber der früheren 90-Prozent-Marke.

Am Folgetag trat die neue Ministerin, Katherina Reiche, ihr Amt an und übernahm damit ein Regelwerk, das die Anforderungen an die Winterbevorratung deutlich reduzierte. Politisch begründet wurde dies mit einer damals als entspannt eingeschätzten Lage: Die Flüssiggas-Importe liefen stabil, die Preise waren im Frühjahr moderat und zum 1. Juli 2025 wurde die Alarmstufe des Notfallplans Gas aufgehoben und durch die Frühwarnstufe ersetzt. All das vermittelte den Eindruck, dass geringere Füllstandsvorgaben ausreichen würden und der Staat nicht erneut zu hohen Kosten Gas über THE einkaufen müsse.

Sommer und Herbst 2025: Ein System, das formal im Plan ist – und trotzdem verwundbar

Im Verlauf des Jahres 2025 zeigte sich jedoch, dass die Lage weniger robust war, als es die formalen Vorgaben vermuten ließen. Die Speicherstände blieben deutlich unter dem Niveau des Vorjahres. Der klassische Sommer-Winter-Spread, der früher der zentrale Anreiz für die Einspeicherung war, stellte sich nicht ein. Im Gegenteil: Die Preiserwartungen waren so, dass sich das Einspeichern für Händler kaum lohnte. Wer Gas kaufte und einlagerte, konnte nicht sicher sein, es im Winter teurer verkaufen zu können.

Gleichzeitig blieb es bei der politischen Entscheidung, die neuen, abgesenkten Füllstandsvorgaben nicht durch zusätzliche Maßnahmen zu unterfüttern. Weder wurden sogenannte SSBO-Ausschreibungen (Strategic Storage Based Options) beauftragt – ein Instrument, bei dem Händler gegen Vergütung Gas für den Staat einlagern und im Bedarfsfall abrufbar halten –, noch erhielt Trading Hub Europe den Auftrag, eigene staatliche Reserven aufzubauen.

SSBO dient eigentlich dazu, marktbasierte Speicherreserven zu schaffen, ohne dass der Staat selbst Gas kaufen muss. Doch 2025 wurde dieses Instrument nicht aktiviert. Auch THE konnte nicht aus eigener Initiative handeln, sondern war strikt an formale Entscheidungen des Wirtschaftsministeriums gebunden – und genau diese Entscheidungen blieben aus.

Am 1. November 2025 lag der Speicherstand dann ziemlich genau dort, wo die neue Formel ihn erwartete: bei rund 75 Prozent. Formal war damit alles in Ordnung. Die Vorgaben waren erfüllt. Doch im Vergleich zu früheren Jahren bedeutete dieser Wert eine deutlich geringere Winterbevorratung – und damit eine höhere Anfälligkeit für einen ungewöhnlich kalten Witterungsverlauf.

Die INES-Simulationen: kein Gasausfall, aber ein Stresstest für die Volkswirtschaft

Am 18. November 2025 und als Update am 20. Januar 2026 veröffentlichte der Speicherverband INES eine Simulation, die auf den tatsächlichen Speicherständen zum 1. November 2025 aufbaut. Drei Szenarien werden durchgespielt: ein milder Winter, ein normaler Winter und ein Winter mit einem sehr kalten Februar, wie zuletzt 2010. Die ersten beiden Varianten verlaufen unproblematisch. Die Speicher reichen aus, um die Nachfrage zu decken, und die Versorgung bleibt stabil.

Anders sieht es im Kälteszenario aus. Ein sehr kalter Februar würde die Speicherstände stark nach unten treiben und die Gaspreise an den Spotmärkten deutlich nach oben. Rechtlich sind Haushalte und kritische Infrastrukturen geschützt – sie werden auch in einem solchen Szenario weiter versorgt. Niemand muss frieren. Doch die Industrie gerät unter Druck.

Für energieintensive Betriebe wird Gas so teuer, dass sich die Produktion nicht mehr rechnet. Manche Unternehmen könnten versucht sein, langfristig beschafftes Gas am Spotmarkt zu verkaufen, statt es selbst zu verbrauchen. Gleichzeitig steigen die Strompreise, weil nach dem Merit-Order-Prinzip das teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis bestimmt – und das sind meistens Gaskraftwerke. Das Ergebnis wäre kein physischer Gasmangel, sondern ein ökonomischer Stresstest: Produktionsdrosselungen, temporäre Stillstände, Wettbewerbsnachteile und steigende Strompreise.

Die INES-Simulation macht damit deutlich: Das System hält formal, aber es ist nicht krisenfest. Es ist empfindlich gegenüber extremen Wetterlagen, wenn die Speicher zu Winterbeginn nur auf einem abgesenkten Niveau stehen.

Wie man mit diesem Risiko besser umgehen kann

Die Erfahrung dieses Winters zeigt: Es reicht nicht aus, formale Vorgaben zu erfüllen. Deutschland hat 2025 die neuen, abgesenkten Füllstandsvorgaben eingehalten – aber das bedeutet nicht automatisch, dass das System auch einem extrem kalten Winter standhält. Versorgungssicherheit ist kein bürokratischer Zielwert, sondern eine risikobasierte Aufgabe. „Alles richtig gemacht“ hat nur, wer auch das Risiko eines seltenen, aber möglichen Kälteeinbruchs beherrscht.

Genau hier lag die Schwachstelle: Die Vorgaben waren auf einen durchschnittlichen Winter ausgelegt, nicht auf ein Extremereignis wie 2010. Die INES-Simulation zeigt, dass ein solches Ereignis ausreicht, um die Industrie massiv unter Druck zu setzen und die Strompreise nach oben zu treiben.

Kurzfristig lässt sich dieses Risiko durch engmaschiges Monitoring und den rechtzeitigen Einsatz der vorhandenen Instrumente reduzieren. Wenn sich Engpässe abzeichnen, kann das Wirtschaftsministerium SSBO-Ausschreibungen beauftragen oder Trading Hub Europe anweisen, staatliche Reserven aufzubauen. Beide Instrumente existieren, beide sind erprobt – aber sie müssen politisch aktiviert werden, bevor der Markt in Stress gerät.

Mittelfristig geht es jedoch um mehr als nur um Speicherstände. Die Diskussionen der vergangenen Monate haben gezeigt, dass Versorgungssicherheit nicht allein durch eine einseitige Fokussierung auf wetterabhängige erneuerbare Energien gewährleistet werden kann. Ein Energiesystem, das im Winter auf flexible, steuerbare Leistung angewiesen ist, braucht ein ausreichendes und verlässliches Gasangebot – sei es über langfristige Lieferverträge, zusätzliche Importkapazitäten oder heimische Förderung. Ohne ein robustes Angebot bleibt das System anfällig.

Langfristig braucht Deutschland eine Energiepolitik, die Versorgungssicherheit für Verbraucher und Industrie wieder in den Mittelpunkt stellt. Ein zukunftsfähiges Energiesystem braucht mehr als nur wetterabhängige Erzeugung. Es braucht flexible Kraftwerke, ausreichende Gasreserven, verlässliche Lieferketten und eine Infrastruktur, die auch in außergewöhnlichen Wetterlagen funktioniert. Nur wenn diese Elemente zusammenspielen, ist das System wirklich krisenfest.

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