Update Stand 6. Oktober 2026
Wie das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie am 30. September mitteilte, hat Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche das bundeseigene Energieunternehmen SEFE angewiesen, bis zum 15. Dezember 2026 zusätzlich 8 TWh Erdgas zu beschaffen und einzuspeichern. Die Entscheidung erfolgte nach Angaben des Ministeriums in Abstimmung mit Bundeskanzler Friedrich Merz. Parallel laufen die Ausschreibungen der Trading Hub Europe (THE) für sogenannte Long Term Options (LTO) weiter. Über dieses Instrument erhalten Händler einen finanziellen Anreiz, Gasmengen für einen späteren Abruf vorzuhalten und damit indirekt zur Befüllung der Speicher beizutragen.
Die deutschen Gasspeicher sind aktuell zu 57 Prozent gefüllt — der niedrigste Wert zu dieser Jahreszeit seit mindestens zehn Jahren. Doch die Bundesregierung will nicht selbst Gas kaufen, um die Versorgung zu sichern. Sie setzt stattdessen auf ein Instrument, das für einen ganz anderen Zweck gebaut wurde. Dahinter steht eine Frage, die seit 2022 unbeantwortet ist: Wer ist eigentlich dafür zuständig, dass im Februar noch Gas im Speicher liegt?
Speicherstand mit 57 % eine Woche vor Beginn der Heizperiode nur so hoch wie zuletzt Anfang Januar (Daten: GIE)
Die alte Ordnung ist verschwunden
Bis 2021 stellte sich die Frage nicht. Das meiste Gas kam über Pipelines, die Lieferungen waren planbar, und die Preiskurve hatte eine verlässliche Form: Winterware war teurer als Sommerware. Wer im Sommer einspeicherte und die Wintermenge gleich mitverkaufte, sicherte sich eine Marge und konnte eine Risikoprämie oben drauflegen. Die Speicherbefüllung war ein Nebenprodukt eines Geschäfts, das sich von selbst rechnete. Niemand musste sie anordnen.
Seit 2022 kommt der entscheidende Teil des Gases als LNG über den Weltmarkt. Europa konkurriert mit Asien um dieselben flexiblen Ladungen, und geopolitische Ereignisse treiben vor allem die kurzfristigen Preise. Damit verschwindet genau der Abstand zwischen Sommer- und Winterpreis, aus dem sich die Einspeicherung früher finanzierte. In diesem Jahr ist er nicht selten negativ: Gas für den sofortigen Bezug kostet mehr als Gas für den Winter. Wer jetzt einspeichert, zahlt drauf — und zwar bevor Speicherentgelt, Netzkosten und Zinsen für das gebundene Kapital überhaupt eingerechnet sind.
Das ist keine Marktstörung, sondern der Preis, den der Markt setzt: Einlagern lohnt sich derzeit nicht. Auffällig mag erscheinen, dass der Winter gegenüber dem Frontmonat relativ günstig bewertet wird — und das, obwohl inzwischen klar scheint, dass es für Hormus eher keine schnelle Lösung gibt und in jedem Fall bereits ausgefallene LNG-Sendungen später nicht nachgeliefert werden. Wer daraus schließt, die Kurve spiegele das Winterrisiko vollständig wider, überschätzt jedoch ihre Aussagekraft. Terminpreise bilden vor allem heutige Erwartungen ab, nicht die Kosten eines Extremfalls. Für die Bevorratung bleibt das Ergebnis dasselbe: Wer jetzt einspeichert, bekommt vom Markt kein Geld dafür.
Wer kurzfristig noch Gas kaufen muss, zahlt mehr als die Ware aktuell am Terminmarkt im Winter wert ist. (Daten: EEX)
Warum die Regierung zögert — und warum das gute Gründe hat
Die Position des Bundeswirtschaftsministeriums ist unverändert: Gasbeschaffung ist Aufgabe der Unternehmen, der Staat greift nicht in den laufenden Markt ein. In der aktuellen Lage klingt das nach Untätigkeit. Tatsächlich stehen dahinter zwei Erfahrungen, die man ernst nehmen muss.
Die erste stammt aus dem Jahr 2022. Damals kaufte der Marktgebietsverantwortliche Trading Hub Europe (THE) im staatlichen Auftrag große Mengen Gas, um ein politisch gesetztes Mengenziel zu erreichen. Das Ziel wurde erreicht, die Rechnung war hoch — und das hatte nicht nur mit einem knappen Angebot zu tun, sondern auch mit der Art der Ausführung. Die entstehende Preisposition wurde von THE nicht wie marktüblich abgesichert, obwohl externe Handelsexpertise einkaufbar gewesen wäre. Hinzu kam, dass sich allein in Europa mehrere Käufer gegenseitig überboten. Die Verluste landeten anschließend über die Gasspeicherumlage bei den Verbrauchern. Nicht die Vorsorge war per se zu teuer. Die Art, wie sie beschafft wurde, war es.
Die zweite Erfahrung betrifft den Markt selbst. Eine angekündigte staatliche Nachfrage ist ein Signal, gegen das sich handeln lässt. So genügten im Winter 2024/25 bereits Spekulationen über mögliche Eingriffe des Staates, um die Kurse nach oben zu treiben. Wer Eingriffe ankündigt oder gesetzlich vorzeichnet, macht sie handelbar — und verteuert damit genau das, was er kaufen will.
Aus diesen Gründen gilt die staatliche Beschaffung ordnungspolitisch als äußerste Notfallmaßnahme: erst der Markt, dann der Staat. Das ist keine Ausrede, sondern eine begründete Reihenfolge.
Das Dilemma
Nur läuft diese Reihenfolge in diesem Herbst in eine Sackgasse. Die Störung, gegen die man sich absichern möchte, ist keine Prognose mehr: Die Straße von Hormus ist seit Ende Februar weitgehend blockiert, und eine Normalisierung ist nicht absehbar. Das Gas-Frontjahr hat sich allein seit Anfang August um etwa die Hälfte verteuert. Das gesetzliche Füllstandsziel ist nach Aussage der Bundesnetzagentur nicht mehr zu erreichen — es gilt je Anlage, für einige große Porenspeicher nur zu 45 Prozent, was bundesweit auf rund 70 Prozent hinausläuft. Das BMWE selbst hält 60 bis 70 Prozent zu Winterbeginn für ausreichend. Zwischen den beiden Werten liegen allerdings rund 25 Terawattstunden — mehr als die gesamte jetzt ausgeschriebene Optionsmenge. Nur ist auch das nicht gesichert, und für die Versorgungssicherheit ist am Ende die Politik verantwortlich, nicht der Markt.
Das Problem ist, dass es für diesen Winter kein passendes Instrument gibt. Die strategische Reserve, die diese Frage dauerhaft klären soll, existiert noch nicht: Der Gesetzentwurf soll bis Ende 2026 durch das Verfahren, erste Ausschreibungen sind für 2027 vorgesehen, die erste Befüllung frühestens im Sommer 2027. Das bestehende Vorsorgeinstrument (Strategic Storage Based Options), mit dem THE seit 2022 Einspeicherzusagen gegen Prämie einkaufen kann, wäre grundsätzlich passend — nur ist die Gasspeicherumlage, über die es finanziert wurde, zum Jahresbeginn 2026 abgeschafft. Es einzusetzen würde bedeuten, mitten im Herbst eine neue Finanzierungsentscheidung zu treffen: Umlage oder Haushalt. Und der direkte Einkauf ist der Weg, den man aus den genannten Gründen gerade nicht gehen will.
Bleibt also ein Instrument, das eigentlich für etwas anderes gebaut ist. Die Ausschreibungen für sogenannte Long Term Options — kurz LTO — wurden aufgestockt. Bei diesem Instrument kauft THE kein Gas, sondern das Recht, im Bedarfsfall auf Mengen zuzugreifen. Die Händler erhalten eine Vergütung dafür, dass sie diese Mengen verfügbar halten. Wer im Winter liefern können muss, hat einen Grund, jetzt einzuspeichern.
Der Charme der Lösung liegt darin, dass sie nach Markt aussieht. Der Staat kauft keine Moleküle, er bezahlt eine Bereitschaft. Nur bleibt der Beitrag nach dem heutigen Stand begrenzt. Die bislang veröffentlichten Ausschreibungen für das erste Quartal 2027 erlauben zusammen einen Abruf von bis zu rund 24 Terawattstunden — knapp zehn Prozent des Speichervolumens. Berichtet wurde zuvor von der doppelten Menge. Weitere Tranchen sind möglich, so hatte THE in der vergangenen Heizperiode noch im Februar und März zusätzliche Tranchen ausgeschrieben.
Entscheidender ist, was das Instrument nicht leistet. Es verpflichtet niemanden, Gas einzuspeichern und dort zu halten: Belegen muss ein Anbieter nur, dass er im Abruffall liefern kann. Ein Händler, der die Menge ohnehin vorhält, kann die Prämie also einstreichen, ohne sein Verhalten zu ändern. Und die Leistungszeiträume betreffen Januar bis März 2027 — gekauft wird Lieferfähigkeit im Spätwinter, nicht Füllstand zum 1. November.
Bezahlt werden die LTO nicht aus dem Haushalt, sondern über die Bilanzierungsumlagen, die jeder Bilanzkreisverantwortliche trägt. Diese Umlagen stehen derzeit bei null. Die Kosten dieses Winters werden dort aber erst mit Verzögerung sichtbar: Festgesetzt wird jeweils im August für das folgende Gaswirtschaftsjahr, sodass eine Belastung realistisch ab Oktober 2027 bei den Verbrauchern ankommen könnte.
Fast die halbe Kapazität gehört indirekt dem Bund
Unabhängig davon liegt ein erheblicher Teil der deutschen Speicherkapazität in der Hand von zwei Unternehmen, die dem Bund indirekt gehören — als Betreiber der Anlagen und zugleich als Nutzer eigener Kapazitäten. Uniper ist mit 59,2 Terawattstunden der größte deutsche Speicherbetreiber und war zuletzt zu 63,4 Prozent gefüllt. SEFE verfügt über 54,1 Terawattstunden, war aber nur zu 34,5 Prozent gefüllt — darunter Rehden, der größte deutsche Speicher, mit 35,7 Terawattstunden Kapazität und einem Füllstand von nur rund 10 Prozent. Beide Unternehmen zusammen halten damit knapp die Hälfte der deutschen Speicherkapazität. SEFE hat zugesagt, seine gebuchten Kapazitäten stärker zu füllen. Berichtet wird von rund fünf Terawattstunden, was den bundesweiten Füllstand um etwa zwei Prozentpunkte hebt.
Bemerkenswert ist die rechtliche Konstruktion. Eine Weisung des Bundes gibt es nicht — nach Angaben aus dem Ministerium wäre sie wettbewerbsrechtlich nicht möglich, und Uniper ist als börsennotierte Gesellschaft ohnehin keinem Weisungsrecht der Aktionäre unterworfen. SEFE betont, allein aus strategischen und wirtschaftlichen Erwägungen entschieden zu haben. Die Vorsorge dieses Winters ruht damit zu einem erheblichen Teil auf Entscheidungen, die als eigenständig kommerziell dargestellt werden und entsprechend nicht überprüfbar und nicht durchsetzbar sind.
Die oberste Schicht zahlt niemand freiwillig
Man kann lange darüber diskutieren, wer die Speicher ausreichend füllen müsste. Ergiebiger ist die Frage, warum es niemand freiwillig tut.
Ein Versorger kann die Menge beschaffen und absichern, die seine Kunden voraussichtlich brauchen. Das tut er, und dafür gibt es funktionierende Instrumente. Was er nicht kann, ist die Schicht darüber: jene Reserve, die nur gebraucht wird, wenn ein Winter außergewöhnlich kalt ausfällt oder eine Lieferroute wegbricht. Diese Menge kostet sicher Geld, und sie nützt in dem einen Fall, in dem sie gebraucht wird, allen im Marktgebiet gleichermaßen. Über den Bilanzkreisausgleich kommt das Gas dem gesamten System zugute — unabhängig davon, wer es bezahlt hat.
Damit fehlt genau das, was ein Unternehmen braucht, um eine Ausgabe zu rechtfertigen: die Zurechenbarkeit. Eine Preisgarantie kann ein Versorger seinen Kunden verkaufen. Einen höheren Speicherstand kann er ihnen nicht verkaufen, weil der Nutzen sich nicht auf sie begrenzen lässt. Hinzu kommt: Gerade in dem Zustand, in dem sich die Vorsorge auszahlen würde, ist die Wahrscheinlichkeit staatlicher Eingriffe am höchsten — Preisdeckel, Abschöpfung, hoheitliche Zuteilung. Kosten sicher und privat, Nutzen kollektiv und politisch gedeckelt.
Das ist die Definition eines Kollektivguts. Es geht nicht darum, dass der Markt versagt oder Unternehmen zu kurzfristig denken. Es geht darum, dass diese oberste Schicht nach betriebswirtschaftlichen Maßstäben nicht zu rechtfertigen ist — und zwar auch dann nicht, wenn der Sommer-Winter-Spread eines Tages wieder positiv würde. Ein besserer Preis würde die Einspeicherung insgesamt erleichtern. Zurechenbar würde die Versicherungsmenge dadurch nicht.
Was das für die geplante Reserve bedeutet
Deshalb ist eine strategische Reserve mit klaren Auslöseregeln mehr als nur ein weiteres Förderinstrument. Sie zieht eine Grenze: Bis hierhin trägt der Markt, ab hier trägt die Allgemeinheit. Kombiniert mit flexiblen und diversifizierten Lieferverträgen auf der Marktseite lassen sich damit akute Engpässe überbrücken.
Umsonst ist das nicht. Österreich hält 20 Terawattstunden strategische Reserve vor und zahlt dafür in den kommenden beiden Speicherjahren knapp 39 Millionen Euro jährlich an Kapazitätskosten — zuvor waren es rund 95 Millionen. Das Gas selbst kaufte der Staat 2022 für knapp vier Milliarden Euro. Und entscheidend ist nicht nur die Menge, sondern der Ort: Eine Prozentzahl zum 1. November sagt nichts darüber, wie viel Gas an einem kalten Februartag tatsächlich pro Stunde herauskommt.
Was Energieeinkäufer daraus mitnehmen sollten
Erstens verschiebt sich das Risiko in die Verträge. Versorger, die ein Mengenrisiko nicht mehr weiterreichen können, preisen es ein. Das zeigt sich in Aufschlägen auf Vollversorgungsangebot sowie in engeren Mengenbändern. Die Flexibilität, die Sie brauchen, ist verfügbar — aber sie kostet eine Prämie. Ein auffällig günstiges Angebot bietet die benötigte Flexibilität oft nicht.
Zweitens ist die Bonität des Lieferanten in diesem Winter kein Nebenaspekt. Das größte Einzelrisiko ist ein Ausfall der Gegenpartei mitten in der Belieferung.
Drittens treiben politische Ankündigungen die Gaskurse, bevor eine einzige Kilowattstunde beschafft ist. Eine über das Jahr gestreute Beschaffung ist der wirksamste Schutz gegen Rallys zum Jahresende, wenn die Importeure noch in letzter Minute auf Einkaufstour gehen.
Die Debatte um die Speicher ist kein Hintergrundrauschen. Sie schlägt über Risikoprämien am Terminmarkt auf Ihre Beschaffung durch.
Veranstaltungsempfehlung: ISPEX Energiefrühstück
16. Oktober 2026 von 09:00 bis 10:00 Uhr.
Spezial:
StromVKG: zentrale Prüfpunkte für Erzeuger vor der Gebotsabgabe
(Matthias Stefan und Philipp Zaum, PwC)
Die Teilnahme am ISPEX Energiefrühstück ist bis auf Weiteres kostenfrei.
Die kostenfreie Teilnahme am ISPEX Energiefrühstück richtet sich an Vertreter aus Unternehmen und Institutionen aus Industrie, Wirtschaft und öffentlicher Hand.
Aus Kapazitätsgründen behalten wir uns vor, Anmeldungen von Mitbewerbern kurzfristig zu stornieren.
Haftungsausschluss
Die Analyse der genannten Energiepreise wurde mit größtmöglicher Sorgfalt erstellt und dient lediglich zu Informationszwecken. Die ISPEX AG und/oder der Autor übernehmen weder das Risiko einer Investitionsentscheidung, die auf obiger Analyse basiert, noch Verantwortung für eventuell daraus entstehende Verluste oder Kosten. Diese trägt der Investor alleine.
