Ein Land, das seine Speicher hat und Gas trotzdem knapp wird
Deutschland verfügt über die größte Gasspeicherkapazität der Europäischen Union: rund 24,6 Milliarden Kubikmeter Arbeitsgas, etwa 250 Terawattstunden, ein Viertel aller EU-Reserven. Weltweit reicht das für Rang vier, hinter den USA, der Ukraine und Russland. Allerdings: Diese Speicher überbrücken keine Jahre, sondern Winter – rund drei Monate bei durchschnittlichem Verbrauch. Sie sind nicht Reserve für den Notfall, sie sind der Winter selbst. Der Grund: Deutschland ist der mit Abstand größte Gasverbraucher der EU – rund 870 Terawattstunden im Jahr, ein Viertel des gesamten EU-Verbrauchs.
Am 22. September 2026 waren diese Speicher zu rund 57 Prozent gefüllt – der niedrigste Wert zu diesem Zeitpunkt seit Beginn der Aufzeichnungen vor etwa fünfzehn Jahren. Im Vorjahr lag der Wert zum selben Zeitpunkt bei etwa 77 Prozent. Der größte einzelne Speicher – Rehden in Niedersachsen, gut ein Fünftel der nationalen Kapazität – war Mitte September zu 9,1 Prozent gefüllt. In Bayern lagen einzelne Speicher zu Jahresbeginn unter fünf Prozent, Ende August bei 1,1, 10,5 und 12,1 Prozent. Die Bundesregierung räumte ein, dass die vorgeschriebenen Zielwerte zum 1. November dort nicht mehr erreichbar seien.
Wie es dazu kam, ist keine Geschichte eines einzelnen Fehlers. Es ist eine Geschichte von Entscheidungen, die für sich genommen vernünftig aussahen und in Summe eine strategische Infrastruktur privaten Rendite-Erwägungen überließen. Und es ist eine Geschichte darüber, wer diese Konstruktion heute politisch verteidigt.
Wie es so weit kam: Fünfzig Jahre Gaspolitik
1970: Röhren gegen Gas. Am 1. Februar unterschrieben Mannesmann, Ruhrgas und die Deutsche Bank in Essen einen Vertrag mit sowjetischen Stellen: Deutschland liefert 1,2 Millionen Tonnen Großrohre, deutsche Banken finanzieren, die Sowjetunion liefert dafür zwanzig Jahre lang bis zu 3 Milliarden Kubikmeter Erdgas jährlich. Ab Oktober 1973 floss das Gas in Waidhaus in der Oberpfalz an.
Mai 1980: die Obergrenze. Das Kabinett unter Bundeskanzler Helmut Schmidt beschloss, die Abhängigkeit von sowjetischen Lieferungen dürfe dreißig Prozent nicht überschreiten. Die Regierung sah damals also ein Risiko, das später als nicht existent behandelt wurde. 2021 kamen 52 Prozent des importierten Erdgases aus Russland.
1990/1993: Wintershall wird Vermarkter. Die BASF-Tochter Wintershall gründete mit Gazprom die Handelsgesellschaften WIEH (1990) und Wingas (1993). Aus einem Förderer wurde ein integrierter Anbieter mit eigenen Leitungen, eigenen Speichern, eigenem Vertrieb – und einem russischen Partner mit fester Beteiligung an der deutschen Vermarktung.
1993: Rehden wird Speicher. Das ausgeförderte Erdgasfeld in 2.000 Metern Tiefe, in dem Wintershall seit den fünfziger Jahren Gas gefördert hatte, wurde zum Lager umgebaut. Arbeitsgasvolumen: 3,9 Milliarden Kubikmeter.
2015: der Tausch. Am 30. September vollzogen BASF und Gazprom ein Geschäft, das nicht über Geld lief, sondern über Anteile. Gazprom übernahm die Handelsgesellschaften WINGAS, WIEH und WIEE vollständig und mit ihnen den Speicherbetreiber astora – Rehden, Jemgum, den Anteil am österreichisch-deutschen Speicher Haidach. Wintershall bekam im Gegenzug 25,01 Prozent an zwei Blöcken der Achimov-Formation im westsibirischen Urengoi-Feld: Zugang zu Förderung statt Besitz an Infrastruktur.
Zustimmung kam per Brief vom 19. August 2015: Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel schrieb an BASF-Chef Kurt Bock, gegen den Tausch bestünden „aus Sicht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie keine energiepolitischen Bedenken“. Im Ministerium selbst waren zu diesem Zeitpunkt allerdings Bedenken „im Hinblick auf die öffentliche Ordnung und die Sicherheit der Bundesrepublik Deutschland“ vermerkt. Öffentlich wurde beides erst am 30. Juni 2022, durch eine Recherche von Correctiv. Flankiert wurde das Geschäft von einer Investitionsgarantie des Bundes über 1,8 Milliarden Euro für die Wintershall-Investition in Westsibirien. Zur zeitlichen Einordnung: Russland annektierte die Krim im März 2014. Zwischen ihr und dem Brief lagen siebzehn Monate.
Deutschland hatte damit seinen größten Gasspeicher aus der Hand gegeben – an eine Tochter des Konzerns, dessen Lieferbereitschaft die Speicher überhaupt erst rechtfertigen sollte.
2016/2018: E.ON spaltet Uniper ab, Fortum steigt ein. E.ON teilte sich 2016 auf; die konventionelle Erzeugung und der Gashandel wurden zu Uniper. Der finnische Konzern Fortum – zu 51,2 Prozent im Besitz des finnischen Staates – kaufte ab 2018 die Mehrheit. Uniper stand also schon vor 2022 unter staatlicher Kontrolle, allerdings aus Helsinki, nicht aus Berlin.
Winter 2021/22: das Warnsignal. Am 1. November 2021 war Rehden zu 9,5 Prozent gefüllt. Jemgum, ebenfalls Gazprom, lag bei 83 Prozent, die übrigen deutschen Speicher Mitte November bei rund 77 Prozent. Ein Speicher, der ein Fünftel der Kapazität stellt, fehlte im Bestand. Nach dem Winter wurde er nicht wieder befüllt. Am 2. April 2022 standen dort noch rund 0,5 Prozent.
2022: die Rückholung. Am 4. April stellte das Bundeswirtschaftsministerium unter Robert Habeck Gazprom Germania und damit astora unter Treuhandverwaltung der Bundesnetzagentur. Am 14. November übernahm der Bund das Unternehmen vollständig, aus Gazprom Germania wurde SEFE. Unter staatlicher Regie füllte sich Rehden schnell: am 13. Oktober 83,2 Prozent, zum 1. November rund 90, am 5. November 2023 dann 99,3 Prozent.
Parallel: die Uniper-Rettung. Uniper, der größte deutsche Gasimporteur, hatte langfristige Bezugsverträge mit Gazprom und langfristige Lieferverpflichtungen an über hundert Stadtwerke und Großabnehmer. Als Gazprom im Sommer 2022 die Lieferungen kürzte und Ende August einstellte, musste Uniper das fehlende Gas am Spotmarkt zu einem Vielfachen des Vertragspreises zukaufen und zum vereinbarten Preis weiterliefern. 60 Millionen Euro Verlust pro Tag, im ersten Halbjahr 2022 rund 12 Milliarden. Der Bund griff in drei Stufen ein (22. Juli, 29. August, 21./22. September 2022) und hielt am 22. Dezember 99,12 Prozent. Insgesamt flossen 13,5 Milliarden Euro Eigenkapital in den Konzern. Das Jahr 2022 schloss Uniper mit einem Konzernfehlbetrag von 19,144 Milliarden Euro ab.
2022–2025: die Umlage. Um die staatliche Notbefüllung der Speicher zu bezahlen, wurde am 1. Oktober 2022 die Gasspeicherumlage eingeführt: zunächst 0,59 Euro je Megawattstunde, in Stufen bis auf 2,99 Euro zum 1. Januar 2025. Bis zum 31. März 2027 belaufen sich die Gesamtkosten auf 11,24 Milliarden Euro. Die Umlage lag auf jeder Kilowattstunde Gas, die an Letztverbraucher geliefert wurde – ein Haushalt mit 15.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch zahlte zum Höchstsatz rund 45 Euro. Dem Volumen nach entfielen aber rund zwei von gut drei Milliarden Euro jährlicher Belastung auf Großabnehmer.
2023: das Karlsruher Urteil. Das Bundesverfassungsgericht erklärte im November 2023 das Zweite Nachtragshaushaltsgesetz 2021 für nichtig: Nicht verwendete Kreditermächtigungen aus der Corona-Notlage durften nicht nachträglich in den Klima- und Transformationsfonds verschoben werden. Der KTF wurde daraufhin zusammengestrichen. Das Urteil betraf die Herkunft der Mittel, nicht deren Verwendung – ein Punkt, der später wichtig wird.
18. März 2025: die Grundgesetzänderung. Der noch amtierende 20. Bundestag beschließt mit Zweidrittelmehrheit eine Änderung der Artikel 109, 115 und 143h des Grundgesetzes. Sie ermöglicht ein schuldenfinanziertes Sondervermögen von 500 Milliarden Euro für Infrastruktur und Klimaneutralität, ausgenommen von der Schuldenbremse. 100 Milliarden davon fließen in den Klima- und Transformationsfonds.
28. April 2025: die Lockerung. Nach Auslaufen der alten Speicherfüllstandsverordnung am 31. März senkte Habeck als letzte Amtshandlung per Verordnung das Befüllungsziel zum 1. November von 90 auf 80 Prozent, das Ziel für den Speicher Rehden auf 45 Prozent. Das EU-Ziel wurde auf 83 Prozent flexibilisiert, erreichbar zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember, mit zehn Prozentpunkten Spielraum.
6. Mai 2025: neue Ministerin, neuer Kurs. Katherina Reiche übernimmt das Bundeswirtschaftsministerium. Sie kommt aus der Energiewirtschaft – zuvor Vorstandsvorsitzende der Westenergie AG, einer E.ON-Tochter für Netze und Energiedienstleistungen, davor Hauptgeschäftsführerin des Verbands kommunaler Unternehmen. Die Frage, wie diese Nähe zur Gas- und Netzwirtschaft ihre Amtsführung prägt, ist im Amt noch nicht ausbuchstabiert; sie ist aber, wie später zu sehen sein wird, nicht folgenlos.
November 2025: Das Ende der Umlage. Am 6. November 2025 beschlossen Bundestag und Bundesrat mit den Stimmen von CDU und SPD das Ende der Gasspeicherumlage zum 1. Januar 2026. Die Kosten von 3,4 Milliarden Euro übernahm der Klima- und Transformationsfonds – festgelegt im Haushaltsgesetz, das der Bundestag am 28. November verabschiedete.
2026: die Umschichtung. Seit Januar zahlt der Klima- und Transformationsfonds die Restkosten der Umlage – rund 3,4 Milliarden Euro Saldo zum Jahresende 2025. Auch künftige Befüllungskosten sollen von dort kommen. Gleichzeitig fließen 2026 rund 2,7 Milliarden Euro aus dem Fonds zurück in den allgemeinen Bundeshaushalt, bis 2030 steigt der Betrag auf 4 Milliarden jährlich – in Summe rund 13,2 Milliarden.
Sommer 2026: der Sommer, in dem nicht eingelagert wurde. Am 18. August lagen die Speicher bei 50 Prozent – historischer Tiefstand für diesen Zeitpunkt. Die tägliche Einspeicherung betrug weniger als 0,5 Terawattstunden, während für das gesetzliche Ziel bis zu 1,2 nötig gewesen wären. Die Fernleitungsnetzbetreiber erklärten die Vorgabe zum 1. November für „kaum noch erreichbar“. Der Grund war wirtschaftlich: Der Sommer-Winter-Spread war negativ. Wer im Sommer einlagerte und im Winter verkaufte, verlor dabei Geld. Eine Buchungspflicht gibt es nicht.
September 2026: der Kurs. Bundeswirtschaftsministerin Reiche erklärte, die Wintervorsorge bleibe grundsätzlich Aufgabe des Marktes. Einen direkten staatlichen Gaseinkauf nach dem Vorbild von 2022 lehnte sie ab. Nach aktuellem Erkenntnisstand sei im kommenden Winter keine Gasmangellage zu erwarten. Parallel wurde bekannt, dass Reiche mit den bundeseigenen Unternehmen SEFE und Uniper über zusätzliche Einspeicherung sprach – ohne formelle Weisung, ohne Belastung des Bundeshaushalts, aber mit dem Ziel, dass sie es tun.
Warnsignal 2021: Warum die Speicher schon vor der Krise niedrig waren
Erstens hatte der Winter 2020/21 die Speicher stärker geleert als die beiden vorangegangenen ausgesprochen milden Winter. Entsprechend mehr Gas war verheizt worden, die Speicher gingen mit einem niedrigeren Ausgangsbestand in die Einspeicherperiode, die folglich eine größere Lücke füllen musste. Beim Vergleich der September-Werte wird gerne übersehen, dass ein Herbstwert nicht nur davon abhängt, wie fleißig im Sommer eingespeichert wurde, sondern auch, von welchem Niveau aus man startet.
Zweitens war der Weltmarkt bereits angespannt. Die weltweite Gasnachfrage erholte sich nach dem pandemiebedingten Einbruch von 2020, in Asien war die Nachfrage nach Flüssiggas hoch, LNG-Ladungen wurden dorthin umgeleitet, weil die Preise dort über den europäischen lagen. Norwegen fuhr wegen Wartungsarbeiten die Lieferungen zurück. Der Sommer-Winter-Spread schrumpfte, weil die Sommerpreise stark stiegen – für Händler wurde das klassische Einspeichergeschäft weniger attraktiv. Ein Mechanismus, der 2026 in noch schärferer Form wiederkehrt.
Drittens drosselte Gazprom die Lieferungen bereits sichtbar. Der Konzern lieferte die vertraglich vereinbarten Mengen, buchte aber ungewöhnlich wenig zusätzliche Transportkapazität durch die Ukraine und Polen und füllte vor allem die eigenen Speicher in Westeuropa nicht auf. Am 1. November 2021 stand Rehden bei 9,5 Prozent. Ohne diesen einen Speicher hätte der deutsche Füllstand im Herbst 2021 nicht deutlich unter dem der Vorjahre gelegen. Ob diese Zurückhaltung eine wirtschaftliche Entscheidung war – die eigenen Speicher in Russland aufzufüllen, weil auch dort ein kalter Winter erwartet wurde – oder eine politische Vorbereitung auf den späteren Lieferstopp, ist bis heute umstritten. Belegt ist die Wirkung.
Viertens gab es keine verpflichtenden Speicherziele. Bis 2022 wurden Speicher in Deutschland nach rein kommerziellen Kriterien bewirtschaftet. Wer Kapazität gebucht hatte, entschied selbst, ob und wann er einlagerte. Ein Wert von 66 Prozent war weder rechtlich noch politisch ein Verstoß – er war schlicht das Marktergebnis. Erst nach der Krise 2022 führte das Gasspeichergesetz verbindliche Mindestfüllstände zum 1. Oktober und 1. November ein.
2021 und 2026 sehen in der Statistik ähnlich aus, sind aber strukturell verschieden. Im September 2021 lag der Füllstand bei 66 Prozent, russisches Pipelinegas stellte noch 52 Prozent der Importe, es gab keine gesetzlichen Speichervorgaben, keine Krisenerfahrung und keine staatliche Reaktion – letztere war auch noch nicht nötig. Im September 2026 liegt der Füllstand bei 57 Prozent, also noch tiefer. Russisches Pipelinegas ist bei null. Die 2025 abgesenkten Speicherziele existieren, die Krisenerfahrung aus 2022 liegt vor, aber der Staat reagiert nicht – diesmal als bewusste Entscheidung. In beiden Jahren war es Rehden, der den bundesweiten Wert nach unten zog: 2021 mit 9,5 Prozent, weil Gazprom als Eigentümer nicht einspeicherte, 2026 mit 9,1 Prozent, weil SEFE als bundeseigene Betreiberin es aus wirtschaftlichen Gründen nicht tut und die Bundesregierung keine Weisung erteilt. Der Speicher hat in beiden Jahren dasselbe Problem: Niemand hatte ein wirtschaftliches Interesse, ihn zu füllen, und niemand wurde dazu verpflichtet. Verändert hat sich nur, wer der Eigentümer ist, der diese Entscheidung trifft.
Die Zeitreihe der Speicherfüllstände zeigt damit drei Phasen: kommerzielle Bewirtschaftung ohne staatliche Vorgaben bis 2021, mit dem sichtbaren Warnsignal am Ende; staatliche Notbefüllung 2022 bis 2024, erkennbar an den auffällig hohen Werten über 95 Prozent; und Rückkehr zur Marktbewirtschaftung ab 2025 – diesmal allerdings ohne die Rechtfertigung, dass niemand die Risiken kenne.
Wo das Gas liegt und warum die Verteilung erst jetzt zum Problem wird
Deutschland war schon immer auf Gas aus dem Norden und Nordwesten angewiesen. Das ist kein Konstruktionsfehler, sondern Geologie: Die geeigneten Formationen für große Speicher – Salzstöcke und ausgeförderte Erdgasfelder – liegen überwiegend in Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Sachsen-Anhalt. Auch die Flüssiggas-Terminals stehen an der Küste. Das Fernleitungsnetz ist genau darauf ausgelegt, Gas von dort nach Süden zu bringen. In einem normalen Winter funktioniert diese Arbeitsteilung: Die Speicher starten mit hohen Füllständen, süddeutsche Verbraucher entnehmen zunächst vor Ort, Pipelineimporte, LNG und Speicher ergänzen sich zeitlich, und das Netz hat für die üblichen Nord-Süd-Flüsse ausreichend Transportkapazität. Ob 80 Prozent der Speicherkapazität im Norden und 20 Prozent im Süden liegen, spielt keine Rolle – solange beide gefüllt sind und die Leitung dazwischen die geplanten Mengen trägt.
Der Norden und Nordwesten beherbergt den größten Teil der deutschen Speicherkapazität. Salzkavernen bei Etzel, Epe, Bad Lauchstädt, Uelsen und Jemgum lassen sich technisch schnell befüllen und entleeren. Hier liegen auch die Flüssiggas-Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Stade und Mukran auf Rügen. Neues Gas kommt an der Küste an und hat kurze Wege zu den nächsten Speichern. Rehden in Niedersachsen ist der Sonderfall im Norden: mit 3,9 Milliarden Kubikmetern der größte Speicher des Landes, ein Porenspeicher, technisch träger als eine Kaverne, gehört er heute der bundeseigenen SEFE – und war Mitte September 2026 zu 9,1 Prozent gefüllt. Die SEFE-Speicher insgesamt lagen im Mittel bei etwa 34 Prozent, die von Uniper betriebenen bei rund 63 Prozent. Rehden zieht den bundesweiten Durchschnitt allein spürbar nach unten.
Der Süden ist das eigentliche Risiko. Die für Süddeutschland maßgeblichen Speicher in Bayern und Österreich waren Anfang September 2026 zu 48,8 Prozent gefüllt – unter dem ohnehin niedrigen Bundesschnitt und deutlich unter dem Ziel. Bayern hängt an vier großen Porenspeichern: Bierwang, Breitbrunn am Chiemsee, Inzenham-West und Wolfersberg. Im Februar 2026 lagen einzelne davon unter fünf Prozent, im Mittel bei rund zwanzig. Für Breitbrunn, den größten bayerischen Speicher, hat der Betreiber Uniper die Stilllegung beantragt, geplantes Betriebsende 2027. Für Wolfersberg liegt ebenfalls ein Antrag vor. Über beide entscheidet die Bundesnetzagentur. Ein einzelner Speicher wird in Deutschland überhaupt nur für den Zweck betrieben, das Netz zu stabilisieren: Sandhausen in Baden-Württemberg, 30 Millionen Kubikmeter Arbeitsgas. Einer, im ganzen Land.
Die entscheidende Unterscheidung, um das aktuelle Risiko zu verstehen, ist die zwischen Energiemenge und Leistung. Energiemenge ist, wie viele Terawattstunden Gas insgesamt im Land liegen. Leistung ist, wie viel Gas pro Stunde oder pro Tag an einem bestimmten Ort ankommt. Ein Speicher kann in der Jahresbilanz genug Gas enthalten und trotzdem nicht überall schnell genug liefern. Die Spitzenlast fällt an wenigen sehr kalten Tagen an. Dann zählt nicht, ob Deutschland insgesamt noch Gas hat, sondern ob die nötige Menge rechtzeitig in Bayern oder Baden-Württemberg ankommt. Genau hier setzt der Effekt an, den der süddeutsche Fernleitungsnetzbetreiber terranets bw für den vergangenen Winter beschreibt: Weil die nahen Speicher schwächer gefüllt waren, verlagerte sich die Entnahme auf weiter entfernt gelegene Anlagen. Die West-Ost- und Nord-Süd-Transportrichtungen waren über Wochen überdurchschnittlich stark beansprucht. Nicht das Gas fehlte – der Weg dorthin wurde eng, weil der nahe Speicher leer war und der ferne einspringen musste.
Drei Dinge treffen 2026 zusammen, die in normalen Jahren nicht zusammentreffen. Die Speicher im Süden sind besonders leer: Bayern und die maßgeblichen österreichischen Speicher lagen Anfang September bei 48,8 Prozent, unter dem ohnehin niedrigen Bundesschnitt von rund 55 Prozent. Der bundesweite Ausgangswert ist niedrig – bei 90 Prozent Startfüllstand darf sich der Süden ein wenig Ungleichheit leisten, bei 57 Prozent nicht mehr. Und zwei bayerische Großspeicher stehen zur Stilllegung an, was Süddeutschland künftig sogar die Möglichkeit nähme, sich lokal selbst zu versorgen.
LNG ersetzt keinen süddeutschen Speicher. Die Terminals stehen alle an der Küste. Ihre Jahreskapazität liegt bei 26,6 Milliarden Kubikmetern, tatsächlich durchgelaufen sind 2025 nur rund 106 Terawattstunden – rund vierzig Prozent dessen, was sie könnten. Die Fernleitungsnetzbetreiber geben an, dass die inländischen LNG-Anlagen an einem Wintertag zusammen nur knapp zehn Prozent des Leistungsbedarfs aller Kunden decken können. In den kältesten Stunden kommt mehr als die Hälfte der Versorgung aus den Speichern. Der Süden ist auf die südlichen Speicher angewiesen oder auf das Nord-Süd-Netz – und beides ist 2026 knapper als üblich.
Die regionale Verteilung ist deshalb nicht die Ursache des Problems, sondern ein Verstärker. Ein bundesweiter Füllstand von 57 Prozent wäre weniger riskant, wenn er gleichmäßig verteilt wäre. Umgekehrt kann selbst ein höherer Bundesdurchschnitt trügerisch sein, wenn das Gas im Norden liegt und die südlichen Speicher leer sind. Kommt dann eine längere windstille, sonnenarme Kälteperiode, eine Einschränkung bei Pipeline- oder LNG-Importen oder hoher Verbrauch in mehreren Ländern gleichzeitig, kann die Netzführung an ihre Grenzen kommen. Ein regionaler Engpass in Süddeutschland ist wahrscheinlicher als eine bundesweite Mangellage – wobei Bundesnetzagentur und Wirtschaftsministerium die Versorgung Ende September 2026 weiterhin als stabil bewerteten und auf zusätzliche Importe über Österreich verwiesen.
Das bedeutet nicht, dass Bayern zwangsläufig ohne Gas bleibt. Es bedeutet, dass die Sicherheitsmarge deutlich schrumpft. Was in normalen Jahren als selbstverständliche Nord-Süd-Belieferung mitläuft, wird zur wochenlangen Grenzbelastung des Netzes – mit der Möglichkeit, dass industrielle Großabnehmer im Süden ihre Produktion drosseln müssen, wenn die Physik der Leitungen es erzwingt.
Warum die Speicher leer sind: Marktversagen mit staatlicher Duldung
Die Speicherbefüllung folgt einer einfachen Rechnung. Händler kaufen Gas im Sommer, wenn es billig ist, lagern es ein, verkaufen es im Winter. Die Differenz – der Sommer-Winter-Spread – muss die Kosten für Beschaffung, Finanzierung, Speicherentgelte und Risiken decken. Ist der Spread zu klein oder negativ, lohnt sich das Einspeichern nicht. Genau das war 2026 der Fall. Der Markt bestraft also, was volkswirtschaftlich nötig wäre. Das ist kein Zufall, es ist die Konsequenz einer Systementscheidung: Deutschland überlässt die Befüllung strategischer Infrastruktur weitgehend privaten Akteuren, ohne ihnen den Aufwand zu vergüten. Solange der Spread positiv war, funktionierte das. Als er verschwand, verschwand auch die Vorsorge.
An dieser Stelle lohnt sich ein Vergleich der beiden Amtsansätze, der intuitiv naheliegt und trotzdem in die Irre führt: Habeck hat 2022 teuer Gas eingekauft. Reiche bittet 2026 die bundeseigenen Unternehmen SEFE und Uniper, ihrerseits einzukaufen. Das klingt nach demselben Vorgang, nur ohne Rechnung für den Steuerzahler. Der Unterschied liegt woanders:
- 2022 war eine Notlage. Russland hatte die Lieferungen eingestellt, die Speicher waren im Frühjahr fast leer, es gab keinen funktionierenden Markt mehr, der die gesetzlich vorgeschriebene Befüllung geleistet hätte. Der Staat kaufte mit Trading Hub Europe selbst, weil sonst niemand gekauft hätte – zu Preisen, die zeitweise ein Vielfaches des Üblichen erreichten. Bis Ende September 2022 waren rund 8 Milliarden Euro geflossen. Die Rechnung wurde offen über die Gasspeicherumlage auf die Gasverbraucher gelegt. Teuer, ja. Aber transparent, gesetzlich abgesichert und mit klarer Kostenträgerschaft.
- 2026 ist keine Notlage – der Markt funktioniert, er liefert nur das falsche Ergebnis. Reiche verzichtet auf einen direkten staatlichen Einkauf und ersucht stattdessen SEFE und Uniper informell, zusätzlich einzuspeichern. Beide gehören dem Bund. Für den Bundeshaushalt sieht das billiger aus, für die Unternehmen ist es ein Verlustgeschäft: Sie kaufen bei negativem Spread Sommergas und riskieren, es im Winter unter Einkaufspreis wieder abzugeben. Der Verlust erscheint nicht als Haushaltsposition, sondern in den Bilanzen zweier Konzerne, deren Alleineigentümer der Bund ist. Er ist also nicht weg. Er ist nur unsichtbar – und drückt am Ende den Verkaufspreis, wenn der Bund seinen Uniper-Anteil bis Ende 2028 abgeben muss, oder er landet als spätere Kapitalspritze zurück im Haushalt.
Reiches Ansatz hat drei weitere Eigenschaften, die weniger diskutiert werden. Erstens verzichtet sie auf jede formelle Weisung. Bei einem bundeseigenen Unternehmen, das eine Aufgabe der Daseinsvorsorge übernimmt, ist das ungewöhnlich: Der Staat trägt die Verantwortung, gibt aber keine Anordnung. Zweitens entstehen dadurch keine Ansprüche der Unternehmen auf Kostenerstattung – anders als bei einer förmlichen Beauftragung. Und drittens entfällt die parlamentarische Kontrolle. Eine Umlage muss der Bundestag beschließen. Eine informelle Bitte an einen Vorstand steht in keiner Tagesordnung. Der Ansatz kann billiger sein als der direkte staatliche Einkauf – solange kein Krisenfall eintritt. Er ist aber nicht automatisch besser. Er verschiebt das Risiko aus dem Haushalt in die Bilanzen staatlicher Unternehmen, aus dem Parlament in Ministergespräche, aus der geregelten Umlage in eine informelle Beteiligung an einem verlustträchtigen Sommereinkauf.
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Der Klimafonds, der jetzt Gas bezahlt
Seit Januar 2026 zahlt dieser Fonds die Restkosten der Gasspeicherbefüllung: rund 3,4 Milliarden Euro. Auch künftige Befüllungskosten sollen von dort kommen. Ob das rechtlich zulässig ist, ist umstritten. Ein Rechtsgutachten der Kanzlei Günther Rechtsanwälte im Auftrag von Protect the Planet kommt zu dem Schluss, die Finanzierung sei „rechtlich hoch umstritten“: Eine Senkung von Energiepreisen sei keine zusätzliche Investition in den Klimaschutz. Das Gutachten stützt sich auf Artikel 20a des Grundgesetzes, den Klimabeschluss des Bundesverfassungsgerichts von 2021, die Verfassungsänderung von 2025 mit Artikel 143h und das Pariser Abkommen. Der Bundesrechnungshof hat wiederholt gerügt, dass die Klimawirkung der KTF-Ausgaben nicht ausreichend belegt sei.
Dagegen lässt sich anführen, dass das Karlsruher Urteil von 2023 die Herkunft der Mittel betraf, nicht ihre Verwendung, und dass der Bundestag über die Zwecke eines Sondervermögens entscheidet. Wer Energiepreise senkt, verbilligt indirekt auch den Strom, mit dem Wärmepumpen und Elektroautos laufen. Ein Bezug zur Transformation lässt sich konstruieren. Belastbar ist das jedoch nicht. Geklagt hat bisher niemand. Solange keine gerichtliche Entscheidung vorliegt, bleibt die Frage offen.
Belastbar sind dagegen die Zahlen: 2,7 Milliarden Euro fließen 2026 aus dem Fonds zurück in den allgemeinen Bundeshaushalt, bis 2030 steigt der Betrag auf 4 Milliarden jährlich – in Summe 13,2 Milliarden. Der Bundesverband Nachhaltige Wirtschaft beziffert den Anteil nicht klimawirksamer Mittel im KTF-Haushalt 2026 auf 31 Prozent. Der Fonds für Klima und Transformation finanziert also nicht nur die Rechnung eines fossilen Systems, er finanziert auch den Haushalt.
Wer davon profitiert, hängt daran, womit geheizt wird. Der Wegfall der Gasspeicherumlage entlastet, wer Gas verbraucht – und dem Volumen nach vor allem Großabnehmer: rund zwei von gut drei Milliarden Euro jährlicher Entlastung entfallen auf Chemie, Glas, Papier und Metall. Ein Haushalt mit Wärmepumpe profitiert vom Wegfall der Umlage nicht. Er hatte sie nie bezahlt – und finanziert sie über den KTF nun mit.
Wer leidet, wer profitiert?
Von hohen und schwankenden Gaspreisen profitieren nicht automatisch alle Gasunternehmen. Der Effekt hängt davon ab, ob ein Unternehmen Gas besitzt, einkauft, speichert, handelt oder Endkunden beliefert. Und die Umverteilungswirkung der jüngsten Beschlüsse – Ende der Umlage, Übernahme durch den Klimafonds – hat klare Gewinner.
Direkte Gewinner der Umlage-Abschaffung sind die Großabnehmer. Die Gasspeicherumlage lag auf jeder gelieferten Kilowattstunde Gas, dem Volumen nach entfielen rund zwei von gut drei Milliarden Euro jährlicher Umlage-Einnahmen auf Chemie, Glas, Papier und Metall. Von der Abschaffung profitieren daher vor allem sie – ausgerechnet die Unternehmen, deren Gasabhängigkeit die Speicher überhaupt erst rechtfertigt. Ein Beispiel: BASF ist mit rund 37 Terawattstunden im Jahr Deutschlands größter einzelner Gasverbraucher, gut 3,7 Prozent des Landes an einem einzigen Standort. Genau der Konzern, der 2015 den größten deutschen Gasspeicher gegen sibirische Förderrechte tauschte, wird jetzt entlastet, indem die Umlage in den Klimahaushalt umzieht.
Händler, die Sommer- und Wintermengen gegeneinander abgesichert haben, verdienen an großen Preisspreads. Speicherbetreiber mit langfristig gebuchten Kapazitäten haben Planungssicherheit – wo die Buchung fehlt, wie bei Rehden oder Breitbrunn, verlieren sie. LNG-Lieferanten und Terminalbetreiber profitieren, wenn Importe steigen. Unternehmen, die staatliche Garantien, Kredite oder Rettungsmaßnahmen erhalten, stehen ohnehin besser da.
Uniper ist zurück in der Gewinnzone: bereinigtes EBITDA 2025 bei 1,097 Milliarden Euro, erste Dividende für 2025 mit 0,72 Euro je Aktie, rund 300 Millionen Euro insgesamt, davon 99 Prozent an den Bund. Der Börsenwert liegt bei rund 18 Milliarden Euro. Auch das ist eine Form von Rückkehr des Marktes: Eine dividendenfähige Firma, deren Rettung aus Notlagenmitteln bezahlt wurde.
Fortum, der ehemalige Mehrheitseigner Unipers, gab 2022 seine Anteile ab, bekam sein Gesellschafterdarlehen von 4 Milliarden Euro zurück und sicherte sich ein Vorkaufsrecht auf die schwedischen Anlagen von Uniper – Wasserkraft und Kernkraftbeteiligungen. Es gilt bis 2026. Finnland hat das Gasgeschäft mit den Gazprom-Verträgen abgegeben und sich den ersten Zugriff auf die Wasserkraftwerke behalten.
Uniper ist nicht der einzige relevante Konzern in dieser Geschichte, auch wenn er in der öffentlichen Debatte im Mittelpunkt steht. RWE, EnBW und die kommunalen Versorger beliefern Endkunden mit Gas und Strom, sind über Handelstöchter im Gasgeschäft aktiv und profitieren von hohen Strompreisen, die vom Gaspreis mitgesetzt werden. VNG in Leipzig – zu großen Teilen im Besitz von EnBW und der ostdeutschen Kommunalversorger – ist ein weiterer Großhändler mit eigenen Speichern. Und dann gibt es die Netz- und Verteilebene, auf der Bundeswirtschaftsministerin Reiche selbst zuletzt tätig war: E.ON und dessen Netztochter Westenergie, die Reiche bis zu ihrem Amtsantritt führte, verdienen an regulierten Netzentgelten – jenen Netzentgelten, die 2026 mit 6,5 Milliarden Euro aus dem Klima- und Transformationsfonds bezuschusst werden. Ob und in welcher Form Reiche noch persönliche Verbindungen zu ihrem früheren Arbeitgeber unterhält, ist öffentlich nicht dokumentiert; die strukturelle Nähe zwischen Amt und Branche ist es. Dass ausgerechnet eine ehemalige Managerin eines Netzbetreibers einen Milliardenzuschuss an die Netzbetreiber aus einem Klimafonds mitzuverantworten hat, ist zumindest eine Konstellation, in der Fragen nach Interessenkonflikten nicht abwegig sind.
Die Verlierer stehen auf der anderen Seite der Rechnung. Private Haushalte mit variablen oder auslaufenden Verträgen tragen die Preisrisiken direkt. Kleine Unternehmen ohne Verhandlungsmacht sitzen in denselben Tarifen. Stadtwerke, die Gas nachbeschaffen müssen, geben die Preise weiter. Steuerzahler übernehmen die Rechnung dort, wo der Bundeshaushalt einspringt. Und schließlich der Klimahaushalt: Ausgaben, die mit Klima wenig zu tun haben, verdrängen Mittel für Gebäudeförderung, Wasserstoff, Ladeinfrastruktur und industrielle Dekarbonisierung.
Was das für den Winter bedeutet
Ob das Gas reicht, hängt vom Wetter ab, von den Importen, vom Verbrauch, von den Preisen und davon, ob die Nachbarländer nicht gleichzeitig knapp werden. Modellrechnungen kommen zu dem Schluss, dass Füllstände von 60 bis 70 Prozent bei einem normalen oder milden Winter zusammen mit laufenden Importen ausreichen könnten. Bei einem Winter wie 2010 könnten die Reserven bereits im Februar erschöpft sein, wenn der Füllstand zum Winterbeginn bei etwa 77 Prozent liegt. Der aktuelle Wert von 57 Prozent liegt deutlich darunter.
„Die Versorgung ist gesichert“ heißt in dieser Situation zweierlei. Es heißt, dass nach den Modellen keine akute bundesweite Mangellage erwartet wird. Es heißt aber auch, dass die Versorgung nur dann stabil bleibt, wenn Importe, Wetter, Preise und Verbrauchsentwicklung mitspielen – und dass ein regionaler Engpass, besonders im Süden, wahrscheinlicher ist als ein flächendeckender.
Die Preise reagieren schon jetzt. Der europäische Referenzpreis TTF lag im September 2026 bei über 79 Euro pro Megawattstunde – der höchste Wert seit Anfang 2023. Teures Gas wirkt sich auf den Strommarkt aus: Gaskraftwerke setzen häufig den Grenzkostenpreis, den auch die günstigsten Erzeuger vergütet bekommen. In Stunden mit hoher Nachfrage und wenig Wind und Sonne kann der Börsenstrompreis dadurch steigen. Für Haushalte wirkt sich das zeitversetzt über Gas- und Stromtarife aus, für die Industrie unmittelbarer.
Für den Staat entsteht ein doppeltes Risiko. Erstens die direkten Kosten weiterer Krisenmaßnahmen, falls ein kalter Winter zusätzliche Beschaffung erzwingt. Zweitens die politische Frage, wer diese Kosten trägt: Über den KTF wandert die Rechnung derzeit vom Gasverbraucher zum Steuerzahler und zum Klimahaushalt. Wenn die Speicherbefüllung dauerhaft von dort finanziert wird, fehlen die Mittel woanders – bei Gebäudeförderung, Wasserstoff, Ladeinfrastruktur oder Elektromobilität. Ob das zu Steuererhöhungen führt oder zu Kürzungen an anderer Stelle, ist eine politische Verteilungsfrage.
Fazit: Versorgungsauftrag, Zweckentfremdung, Strafbarkeit
Der Grundeindruck, dass das Bundeswirtschaftsministerium unter Katherina Reiche einen anderen Kurs fährt als unter Robert Habeck, ist belegbar. Habeck ließ 2022 Gazprom Germania unter Treuhand stellen, verstaatlichte Uniper, ordnete die Notbefüllung der Speicher an und finanzierte sie über eine Umlage. Reiche erklärt 2026 die Wintervorsorge zur Aufgabe des Marktes, lehnt einen direkten Gaseinkauf ab und drängt bundeseigene Unternehmen informell zur Einspeicherung, ohne den Bundeshaushalt zu belasten und ohne parlamentarische Kontrolle.
Der Unterschied ist ordnungspolitisch nachvollziehbar. Eine Ministerin darf sich für einen marktbasierten Ansatz entscheiden. Sie hat politischen Ermessensspielraum. Problematisch wird der Kurs dann, wenn er die Sicherheitsfunktion, für die die Speicher gebaut wurden, faktisch aussetzt: Ein Markt, der die volkswirtschaftlich notwendige Reserve nicht freiwillig aufbaut, erfüllt seine Sicherheitsfunktion nicht. Wer diese Situation duldet, verlagert das Risiko auf die Bevölkerung – auf jene, die im Zweifel frieren, mehr für Strom zahlen oder deren Klimaförderung gekürzt wird.
Ist das strafbar? Nein, jedenfalls nicht ohne Weiteres. Politische Fehleinschätzungen sind keine Straftaten. Denkbar wären im Grenzfall Tatbestände wie Untreue (bei vorsätzlicher oder grob pflichtwidriger Verletzung staatlicher Vermögensinteressen), Haushaltsuntreue oder Subventionsbetrug. Alle setzen jedoch konkrete Nachweise voraus: eine verletzte Vermögensbetreuungspflicht, einen messbaren Schaden, Vorsatz oder die jeweils erforderliche Schuldform. Eine Ministerin darf sich irren. Sie darf marktliberale Positionen vertreten. Politisch angreifbar wird ihr Verhalten erst, wenn Warnungen ignoriert, gesetzliche Speicherziele nicht durchgesetzt oder Risiken gegenüber dem Parlament unvollständig dargestellt werden. Die niedrigere Schwelle politischer Verantwortung ist nicht die höhere Schwelle strafrechtlicher Schuld.
Bleibt der Vorwurf der Zweckentfremdung. Er ist rechtlich umstritten, aber nicht aus der Luft gegriffen. Aus einem Fonds für Klimaschutz und Transformation wird ein Fonds, der auch die fossile Vergangenheit stabilisiert. Ein Rechtsgutachten hält das für unzulässig, der Bundesrechnungshof rügt den Missbrauch des Fonds wiederholt, geklagt hat bisher niemand. Ihre politische Antwort steht dagegen in den Haushaltszahlen: 31 Prozent der KTF-Mittel im Haushalt 2026 sind nicht klimawirksam, 13,2 Milliarden Euro fließen bis 2030 zurück in den allgemeinen Bundeshaushalt.
Ob das eine „Zuschleusung“ von Geldern an Gaskonzerne ist, hängt vom Blickwinkel ab. Direkte Zahlungen aus dem KTF an private Gaskonzerne sind nicht belegt. Belegt ist, dass die Restkosten einer Umlage übernommen werden, deren größter Nutznießer beim Wegfall die energieintensive Industrie ist. Belegt ist, dass bundeseigene Unternehmen unter politischem Druck einspeichern sollen, deren Kosten am Ende beim Steuerzahler landen können. Belegt ist die Nähe der neuen Ministerin zur Netzbranche, die selbst mit Milliarden aus dem Klimafonds bedacht wird. Und belegt ist die strukturelle Schieflage: Versorgungssicherheit wird kollektiv benötigt, aber die Kosten ihrer Herstellung fallen im Markt nicht dort an, wo der Nutzen entsteht. Wer diese Schieflage nicht durch verbindliche Regeln auflöst, verlängert sie – und trifft damit eine Verteilungsentscheidung zugunsten derer, die Gas in großen Mengen brauchen.
Die Geschichte der deutschen Gasspeicher ist in Summe eine Geschichte der Verantwortungsverschiebung. 2015 wurde der größte Speicher verkauft, mit dem Segen eines Ministers, dessen Haus intern warnte. 2022 wurde er zurückgeholt, weil private Risiken zur öffentlichen Bedrohung geworden waren. 2026 ist er zu neun Prozent gefüllt, weil der Markt das Einlagern nicht bezahlt und niemand dazu verpflichtet ist. Der Speicher hat sich in diesen elf Jahren nicht verändert. Verändert hat sich, was er kosten darf – und wer die Rechnung bekommt.
Disclaimer: Der Artikel basiert auf einer Artikelserie von ladefreun.de, ergänzt durch umfangreiche eigene Recherchen, bei denen auch KI eingesetzt wurde (Claude, Perplexity, ChatGPT, Gemini)
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