Wie funktioniert eigentlich ein Gasspeicher? Und warum 44 Prozent nicht 44 Prozent sind

Die deutschen Gasspeicher werden derzeit als Schwachstelle der europäischen Energieversorgung diskutiert. Der Füllstand liegt bei rund 44 Prozent, etwa 9 Punkte unter dem Vorjahr. Aber was bedeutet diese Zahl technisch? Ein Blick unter die Erde lohnt sich, denn die Prozentangabe erzählt nur die halbe Geschichte.

Was ist ein Gasspeicher?

Deutschland verfügt über rund 44 Untertage-Gasspeicher mit einer nutzbaren Kapazität von etwa 23 Milliarden Kubikmetern, das entspricht rund 250 TWh Energie oder etwa einem Viertel bis einem Drittel des Jahresverbrauchs. Damit betreibt Deutschland die größte Speicherinfrastruktur der EU und die viertgrößte weltweit.

Es gibt zwei grundlegend verschiedene Bauarten:

Porenspeicher nutzen natürliche geologische Formationen: ausgeförderte Erdgas- oder Erdölfelder sowie salzwasserführende Schichten (Aquifere). Das Gas wird dort schwammartig im porösen Gestein gebunden, eine gasdichte Deckschicht (meist Ton) verhindert das Entweichen. Porenspeicher bieten große Volumina, aber das Gas muss beim Ausspeichern durch die Porenstruktur strömen. Das begrenzt die Entnahmerate. Sie eignen sich daher für die saisonale Grundlast: im Sommer füllen, im Winter über Monate entnehmen.

Kavernenspeicher sind künstlich geschaffene Hohlräume in Salzstöcken. Über eine Tiefenbohrung wird Wasser eingeleitet, das Salz löst sich, und zurück bleibt eine dichte Kaverne von teils mehreren hunderttausend Kubikmetern. Salz ist von Natur aus gasdicht und erlaubt hohe Drücke. Kavernen können schnell ein- und ausspeichern und dienen der Spitzenlastdeckung: Sie reagieren auf Kältewellen, Importstörungen und kurzfristige Preissignale. Eine Besonderheit des deutschen Marktes ist der international ungewöhnlich hohe Kavernenanteil von rund 60 Prozent des Arbeitsgasvolumens. In den meisten anderen Ländern dominieren Porenspeicher.

Wie funktioniert der Betrieb?

Physikalisch ist ein Gasspeicher ein Druckbehälter. Beim Einspeichern wird das Gas aus der Fernleitung gefiltert, gemessen, mit Verdichtern auf Speicherdruck komprimiert und gekühlt. Beim Ausspeichern läuft es umgekehrt: Das Gas expandiert, wird von Flüssigkeiten und Feststoffen befreit, getrocknet und auf Netzdruck gebracht. Ein Teil der Verdichtungsenergie lässt sich bei der Entnahme über Expander zurückgewinnen. Der Speicher wirkt damit nebenbei auch als mechanischer Energiespeicher, ähnlich einem Druckluftspeicherkraftwerk.

Die treibende Größe ist der Druck. Und genau hier liegt der Schlüssel zum Verständnis der Prozentzahlen.

Muss ein Mindestanteil eingelagert sein? Ja, sogar zweifach.

Erstens technisch: Ein Gasspeicher kann nie vollständig entleert werden. Ein erheblicher Teil des Gases verbleibt dauerhaft im Speicher, das sogenannte Kissengas. Es hält den Mindestdruck aufrecht, der für die Entnahme des nutzbaren Gases nötig ist. Bei Kavernen sichert es zusätzlich die geomechanische Stabilität, damit der Hohlraum nicht konvergiert. Bei Porenspeichern verhindert es außerdem, dass Schichtwasser in die Betriebsbohrungen aufsteigt.

Die Größenordnungen sind beachtlich: Bei Kavernenspeichern macht das Kissengas typischerweise 20 bis 40 Prozent des gesamten Speicherinhalts aus, bei Porenspeichern wegen der höheren Fließwiderstände sogar 50 bis 80 Prozent. Nur der Rest, das Arbeitsgas, kann tatsächlich ein- und ausgespeichert und vermarktet werden.

Wichtig für die Interpretation der Schlagzeilen: Die veröffentlichten Füllstände (etwa auf der Transparenzplattform AGSI) beziehen sich ausschließlich auf das Arbeitsgas. Ein Füllstand von 44 Prozent bedeutet also: 44 Prozent des nutzbaren Volumens. Das Kissengas ist immer da, es zählt nicht mit.

Zweitens regulatorisch: Seit der Gas Krise 2022 schreibt die EU Füllstandsziele vor. Die aktuelle Fassung verlangt 90 Prozent zum Winterbeginn, allerdings mit Flexibilität: Das Ziel muss nicht mehr exakt am 1. November erreicht werden, sondern irgendwann zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember, mit einer Marge von 10 Prozentpunkten bei ungünstigen Marktbedingungen. Verbindlich effektiv sind damit rund 80 Prozent. Die Befüllung selbst erfolgt marktbasiert: Speichernutzer kaufen im Sommer ein und verkaufen im Winter. Rechnet sich diese Differenz nicht, wie derzeit, füllt sich der Speicher langsamer als politisch gewünscht.

Warum der Prozentwert täuscht

Die maximale Ausspeicherleistung eines Speichers ist keine Konstante, sondern hängt vom Füllstand ab. Sinkt der Füllstand, sinkt der Druck, und mit ihm die Rate, mit der Gas entnommen werden kann. Ein Speicher bei 30 Prozent liefert pro Tag deutlich weniger als derselbe Speicher bei 80 Prozent. Genau deshalb ist das Kissengas so dimensioniert, dass auch bei niedrigen Füllständen noch akzeptable Raten möglich sind, aber die Physik bleibt: Je leerer, desto langsamer.

Für die Versorgungssicherheit heißt das: Entscheidend ist nicht nur, wie viel Gas im Winter verfügbar ist, sondern wie schnell es an einem sehr kalten Tag herauskommt. Im vergangenen Januar stammten zeitweise 38 Prozent des deutschen Gasverbrauchs aus den Speichern. Bei solchen Entnahmeraten wird die Ausspeicherleistung zum limitierenden Faktor, lange bevor der Speicher rechnerisch leer ist.

Was ist dieses Jahr an Füllstand zu erwarten?

Der Blick auf die Zahlen ist ernüchternd. Zum 1. Juli 2026 waren die deutschen Speicher nur zu 41 Prozent gefüllt, der niedrigste Wert zu diesem Zeitpunkt seit dem Krisenjahr 2021/2022. Die Ursachen: hohe Ausspeicherungen am Ende des Winters 2025/26 (Tiefpunkt rund 21 Prozent Anfang März) und die stark gestiegenen Gaspreise infolge der Sperrung der Straße von Hormus, die die Wiederbefüllung wirtschaftlich unattraktiv machen.

Das aktuelle Juli-Update der INES-Gas-Szenarien rechnet damit, dass die Speicher zum 1. November auf den derzeit vermarkteten Stand von 76 Prozent befüllt werden können. Technisch ist das möglich, die Infrastruktur gibt es her. Ob es passiert, entscheidet der Markt: Der Sommer-Winter-Spread ist weiterhin negativ, Gas für den Winter ist teilweise günstiger handelbar als für den Sommer. Wer gebuchte Kapazität hat, hat damit kaum einen Anreiz, sie auch zu befüllen.

Was bedeuten 76 Prozent? Die Szenarioanalysen zeigen: Bei normalen oder warmen Wintertemperaturen reicht dieser Ausgangsfüllstand aus, im Normalszenario wären die Speicher am 1. April 2027 noch zu etwa 35 Prozent gefüllt. Bei einem außergewöhnlich kalten Winter (Referenz: Winter 2010) sieht es anders aus. Dann drohen im Februar und März 2027 Unterdeckungen von bis zu 9 TWh pro Monat, an einzelnen Tagen bis zu 2 TWh. Nach der INES-Methodik gehen die Kaltszenarien dabei bereits von maximal ausgeschöpften Importen über Grenzübergangspunkte und LNG-Terminals aus. Zur Einordnung: An sehr kalten Tagen liegt der deutsche Tagesverbrauch bei über 5 TWh.

Die realistische Erwartung für dieses Jahr lautet also: Ein Füllstand um die 76 Prozent zum Winterbeginn ist erreichbar, aber nicht garantiert, und er ist eine Wette auf einen milden bis normalen Winter. Der Puffer für Extremereignisse fehlt. Wahrscheinlicher als eine physische Mangellage sind zunächst starke Preisausschläge, denn das System muss dann in Echtzeit auf dem LNG-Weltmarkt nachkaufen.

Der Norwegen-Faktor: drei Leitungen, ein Korridor

Seit dem Ende der russischen Pipelineimporte ist Norwegen die tragende Säule der deutschen Gasversorgung mit rund 44 Prozent des Bedarfs (2025). Das Gas kommt über drei Leitungen: Norpipe (seit 1977, 443 km, vom Ekofisk-Feld nach Emden), Europipe I (seit 1995, 620 km, von der Riser-Plattform Draupner E nach Dornum) und Europipe II (seit 1999, rund 660 km, von der Aufbereitungsanlage Kårstø nach Dornum). Betrieben wird das System vom norwegischen Staatsunternehmen Gassco.

Auf Leitungsebene gibt es also Redundanz. Das Klumpenrisiko liegt woanders: Alle drei Leitungen landen im selben Korridor in Ostfriesland, zwischen Dornum/Nesse und Emden, wo das Gas entspannt, erwärmt, gemessen und an die Fernleitungsnetzbetreiber übergeben wird. Und auf norwegischer Seite konzentrieren sich die Exportströme auf wenige Aufbereitungsanlagen (Kårstø, Kollsnes, Nyhamna) und Knotenplattformen wie Draupner. Wenige geografische Punkte tragen also einen sehr großen Teil der deutschen Versorgung.

Wartung: Die norwegische Infrastruktur wird jährlich in den Sommermonaten gewartet, geplante Revisionen an Feldern, Aufbereitungsanlagen und Kompressorstationen reduzieren die Exportflüsse dann regelmäßig spürbar. Das ist Routine und wird von Gassco langfristig angekündigt, hat aber einen unangenehmen Nebeneffekt: Die Wartungssaison fällt genau in die Einspeicherperiode. In einem Jahr wie diesem, in dem ohnehin jeder Sommermonat für die Befüllung zählt, verschärfen reduzierte norwegische Flüsse den Zeitdruck zusätzlich.

Ausfall oder Sabotage: Seit den Anschlägen auf die Nord-Stream-Leitungen 2022 ist das Szenario keine Theorie mehr. Norwegen hat die Überwachung seiner Offshore-Infrastruktur seither deutlich verstärkt, räumt aber offen ein, dass sich hunderte Kilometer Leitung auf dem Meeresgrund nicht lückenlos schützen lassen. Ein längerer Ausfall der norwegischen Lieferungen wäre der harte Stresstest: Die Ersatzbeschaffung müsste über LNG-Terminals und Importe aus den Niederlanden und Belgien laufen, und genau dann würden die Speicher zur kritischen Brücke. Die Speicherbetreiber haben dafür eine konkrete Zahl vorgelegt: Eine nationale Resilienzreserve von 78 TWh würde ausreichen, um einen Ausfall der norwegischen Pipelinelieferungen über 90 Tage zu überbrücken. Zum Vergleich: 78 TWh entsprechen rund 30 Prozent der deutschen Speicherkapazität, also ungefähr dem Füllstand, den die Speicher Ende eines normalen Winters ohnehin noch haben. Bei den aktuellen Füllständen existiert dieser Puffer nur auf dem Papier.

Hier schließt sich der Kreis zur Druckphysik vom Anfang: Ein Sabotage- oder Ausfallszenario trifft das System am härtesten im Spätwinter, wenn die Füllstände niedrig sind und die Ausspeicherleistung physikalisch bereits sinkt. Genau dann müssten die Speicher aber ihre maximale Leistung liefern. Versorgungssicherheit ist deshalb keine Frage des Füllstands am 1. November allein, sondern des Füllstands zum Zeitpunkt der Störung.

Fazit

Ein Gasspeicher ist ein Druckspeicher mit eingebautem Mindestinventar. Die Frage nach dem Mindestprozentsatz hat zwei Antworten: Technisch verbleiben je nach Bauart 20 bis 80 Prozent des Gesamtinhalts dauerhaft als Kissengas im Untergrund. Regulatorisch verlangt die EU zum Winterbeginn 90 Prozent Arbeitsgas-Füllstand, mit erheblicher Flexibilität. Zwischen diesen beiden Zahlen liegt der Markt, und der entscheidet derzeit, dass sich Einspeichern kaum lohnt.

Für diesen Winter heißt das: 76 Prozent zum 1. November sind erreichbar und genügen für einen normalen Winter. Sie genügen nicht für die Kombination aus kaltem Winter und gestörter Versorgung, sei es durch technischen Ausfall oder Sabotage im norwegischen Korridor, der 44 Prozent unseres Gases über wenige geografische Punkte liefert. Die Schwachstelle ist also weniger die Technik als das Geschäftsmodell für Flexibilität, und die Rechnung dafür wird immer im Februar präsentiert, nie im Juli. Eine Diskussion, die uns in der Energiewende noch häufiger begegnen wird, nicht nur beim Gas.

Quellen im ersten Kommentar.