Deutschland setzt auf staatliche Gaskäufer und Optionen bei 56% Speicherstand

Staatliche Intervention und Speicherstände

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche hat Gespräche mit den staatlichen Energieunternehmen SEFE und Uniper aufgenommen, um die Gaskäufe vor der Heizsaison zu beschleunigen. Die Gasspeicher in Deutschland waren Mitte September 2026 zu 56% ihrer gesamten Arbeitskapazität gefüllt, ein deutlicher Rückgang im Vergleich zu den Vorjahren. Der Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller, bestätigte am 16. September, dass das gesetzliche Ziel, bis zum 1. November 80% Kapazität zu erreichen, nicht mehr erreichbar ist. Deutschland betreibt rund 45 unterirdische Kavernen- und Porenspeicheranlagen mit einer Gesamtkapazität von knapp 24 Milliarden Kubikmetern, was etwa einem Viertel des jährlichen Inlandsgasverbrauchs entspricht. Während der Bund 100% von SEFE und 99% von Uniper besitzt, erklärte das Wirtschaftsministerium, dass keine formellen Aktionärsanweisungen erteilt wurden, sodass die Beschaffung dem kommerziellen Management überlassen bleibt.

Marktmechanismen und LTO-Ausschreibungen

Um Gaseinspeicherungen ohne direkte, preisverzerrende Eingriffe zu fördern, unterstützt das Wirtschaftsministerium die Ausweitung von Long Term Options (LTOs), die von Trading Hub Europe ausgeschrieben werden. Bei diesem Mechanismus zahlen Pipelinebetreiber Gebühren an kommerzielle Händler, um bestimmte Mengen an regionalen Knotenpunkten in Reserve zu halten, was Anreize schafft, Gas auch in Hochpreisphasen zu speichern. Sowohl der Energieverband BDEW als auch der Speicherbetreiberverband INES hatten die Regierung zuvor aufgefordert, diese Optionsausschreibungen auszuweiten. Speicherbetreiber bieten Kapazität als Infrastrukturdienstleistung an, anstatt selbst Rohstoffe zu kaufen, und überlassen die Bestandsentscheidungen den Energieversorgern, Stadtwerken, Kraftwerken und Industriekunden. Sebastian Heinermann, Geschäftsführer von INES, hob den funktionalen Zweck der unterirdischen Anlagen hervor:

Gemeinsam ermöglichen beide Speichertypen, Gas zeitlich zwischen Angebot und Nachfrage zu verschieben.

Staatssekretär Frank Wetzel wies darauf hin, dass staatliche Eingriffe finanzielle Risiken für den gesamten Markt mit sich bringen:

Staatliche Eingriffe sollten sehr sorgfältig abgewogen werden, da sie die Marktaktivität und damit die Preise beeinflussen.

Preisdruck und globale Angebotsengpässe

Hohe Großhandelskosten im Sommer 2026 haben die üblichen saisonalen Speicherstrategien gestört, bei denen Händler günstigeres Sommergas kaufen, um es im Winter bei Spitzennachfrage zu verkaufen. Day-Ahead-Erdgaskontrakte an Trading Hub Europe wurden am 15. September 2026 bei rund 81 Euro pro Megawattstunde gehandelt, gegenüber etwa 55 Euro pro Megawattstunde am 10. August. Die Marktstörungen durch den Krieg mit dem Iran haben die internationalen Angebotserwartungen eingeschränkt und die Erwartung niedrigerer Preise außerhalb der Saison zunichte gemacht. Der ICIS-Gasmarktanalyst Andreas Schroeder merkte an, dass frühere Verzögerungen bei Eingriffen angesichts der globalen Unsicherheiten eine rationale zeitliche Abstimmung widerspiegelten:

Es wird erwartet, dass die Welt den Winter ohne Gaslieferungen aus Katar überstehen muss, und die Preise sind bereits historisch hoch.

Wettbewerb um Flüssigerdgas mit Asien

Die Stabilität der europäischen Gasversorgung im kommenden Winter hängt vom Wettbewerb mit den asiatischen Märkten um flexible Flüssigerdgasimporte ab. US-Exporttanker, die nach Asien unterwegs sind, müssen aufgrund von Durchfahrtsbeschränkungen im Suezkanal längere Routen um das Kap der Guten Hoffnung nehmen. Laut Berechnungen von Montel Energy müssen die asiatischen Preise die europäischen Sätze um etwa 7 Euro pro Megawattstunde übersteigen, um die höheren Transportkosten auszugleichen und Lieferungen von Europa abzuziehen. Der Montel-Analyst Joachim Endress betonte die umfassenderen Auswirkungen auf die regionalen Bilanzen:

Der Wettbewerb zwischen Europa und Asien um Flüssigerdgas dürfte die Preisentwicklung in Europa während des gesamten Winters maßgeblich bestimmen.

Während neu gebaute heimische Flüssigerdgas-Terminals einen zusätzlichen Importweg für Deutschland bieten, bestehen weiterhin Bestandsdefizite an den Speicherstandorten. SEFE hat damit begonnen, Gas zu kaufen, um gebuchte Kapazitäten zu füllen, darunter den größten unterirdischen Speicher des Landes in Rehden in Niedersachsen, während Uniper über höhere relative Füllstände in seinen eigenen Anlagen berichtet.