Woher das Gas in der Heizung kommt

An einer Gastherme steht nicht, woher das Gas kommt. Sie zeigt eine Flamme, eine Temperatur und einen Zählerstand. Der Rest ist eine Kette aus Bohrlöchern, Verdichterstationen, Schiffen und Verträgen, die in den letzten vier Jahren komplett umgebaut wurde — und über die in der Wohnung, in der geheizt wird, praktisch nichts bekannt ist.

Foto: Das Ende einer sehr langen Kette. — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Turbojet

Die Mengenverhältnisse zuerst

Weil in dieser Debatte gern gerundet wird, hier zunächst die Größenordnungen.

Deutschland hat 2025 rund 1.031 Terawattstunden Erdgas importiert. Davon kamen 106 Terawattstunden über die LNG-Terminals — also etwa zehn Prozent. Der große Rest kommt weiterhin per Leitung, vor allem aus Norwegen, dazu über die Niederlande und Belgien.

Wer also sagt, das deutsche Gas komme aus Amerika, sagt etwas Falsches. Wer sagt, das sei deshalb kein Thema, ebenfalls. Denn innerhalb der LNG-Mengen stammen nach Auswertung der Deutschen Umwelthilfe rund 96 Prozent aus den USA — etwa 101 Terawattstunden — und diese Menge ist gegenüber dem Vorjahr um mehr als sechzig Prozent gewachsen.

US-Erdgas wird ganz überwiegend durch hydraulisches Aufbrechen gewonnen, also durch Fracking. Ein Verfahren, das in Deutschland zur Gasförderung praktisch nicht zugelassen ist. Rund ein Zehntel des Gases, mit dem hier geheizt wird, wird demnach mit einer Methode gefördert, die man im eigenen Land nicht haben will — und es ist der einzige Teil der Lieferkette, der schnell wächst.

Foto: Fracking-Anlage in DISH, Texas. Der Ort ist bekannt geworden, weil eine Bürgermessung erhöhte Schadstoffwerte in der Luft fand. — via Wikimedia Commons — CC BY 2.0 / Jeremy Buckingham

Das Problem, das man nicht sieht

Erdgas ist zu über neunzig Prozent Methan. Verbrannt ist Methan der sauberste fossile Brennstoff — es entsteht weniger CO₂ je Kilowattstunde als bei Kohle oder Öl. Das ist das Argument, mit dem Gas jahrzehntelang als Brückentechnologie verkauft wurde, und im Brenner selbst stimmt es.

Es gilt nur nicht für den Weg dorthin.

Unverbranntes Methan ist ein außerordentlich wirksames Treibhausgas. Über einen Zeitraum von hundert Jahren gerechnet wirkt es etwa dreißigmal so stark wie CO₂; über zwanzig Jahre gerechnet, was für die kommenden Jahrzehnte die relevantere Perspektive ist, etwa achtzigmal. Entlang der Förder- und Transportkette entweicht es an unzähligen Stellen: an Bohrköpfen, Ventilen, Verdichtern, Speichern, Anschlüssen.

Wie viel genau, war lange unklar — und der Unterschied zwischen den offiziellen Angaben und der Messung ist der eigentliche Skandal. Eine Untersuchung eines Teams um Ramón Alvarez, 2018 in Science veröffentlicht, verglich für die USA die gemeldeten Werte mit tatsächlichen Messungen aus der Luft und am Boden. Ergebnis: Die realen Leckagen lagen bei rund 2,3 Prozent der Fördermenge, etwa sechzig Prozent über dem, was das offizielle Inventar auswies.

Das ist keine Nachkommastelle. Ab einer Leckagerate in dieser Größenordnung schrumpft der Klimavorteil von Gas gegenüber Kohle erheblich, und je nach Rechenweise und Betrachtungszeitraum verschwindet er. Die Frage, ab welchem Prozentsatz genau die Bilanz kippt, wird in der Fachwelt kontrovers diskutiert. Dass sie überhaupt zur Frage geworden ist, war vor zwanzig Jahren nicht vorgesehen.

Was sich in den letzten Jahren geändert hat, ist die Messtechnik: Satelliten und Flugzeugmessungen machen einzelne Leckagen sichtbar und zuordenbar. Wer sich das im Detail anhören will, findet es in einer Folge von Cleaning Up, in der Sebastien Biraud vom Berkeley Lab und Sharon Wilson zeigen, wie diese Messungen zustande kommen. Wir haben das Thema außerdem gesondert aufbereitet.

Was der Transport kostet

Leitungsgas fließt. LNG muss verflüssigt werden — auf minus 162 Grad Celsius, damit es auf ein Sechshundertstel seines Volumens schrumpft und in ein Schiff passt.

Diese Kette hat Posten, die beim Leitungsgas nicht anfallen: die Verflüssigung selbst, die je nach Anlage rund ein Zehntel des Energieinhalts verbraucht; die Schiffspassage über den Atlantik, während der ständig ein Teil der Ladung verdampft und entweder verbrannt oder rückverflüssigt wird; die Regasifizierung am Zielterminal. In Summe geht ein erheblicher Teil der Energie verloren, bevor das Gas überhaupt in ein deutsches Netz einspeist.

Foto: Ein LNG-Tanker am Terminal. Jede Ladung ist zuvor auf minus 162 Grad heruntergekühlt worden. — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 2.0 / Shaun Butler

Wer LNG mit Leitungsgas vergleicht, vergleicht deshalb nicht dasselbe Produkt. Er vergleicht ein Produkt mit einem Produkt plus einer Industrieanlage an jedem Ende plus einem Schiff dazwischen.

Die Rohre in der Ostsee

Es gibt zu dieser Umstellung ein Bild, das sich seit Jahren nicht ändert: die Röhrenlager im Hafen Mukran auf Rügen. Rohre für eine Leitung, die nie in Betrieb ging, gelagert an einem Ort, der inzwischen selbst zum LNG-Standort umgebaut wurde.

Foto: Röhrenlager im Hafen Mukran. — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Josef Streichholz

Wie es dazu kam, dass ein Industrieland seine Wärmeversorgung an eine einzige Bezugsquelle band, ist gut dokumentiert. Die Verflechtung lief über Jahrzehnte vor allem über die BASF und deren Tochter Wintershall, die mit Gazprom gemeinsame Förder- und Handelsgesellschaften betrieb. 2015 tauschten beide Konzerne Vermögenswerte: Gazprom erhielt unter anderem die volle Kontrolle über den größten deutschen Gasspeicher in Rehden. Die zuständigen Stellen erhoben keine energiepolitischen Bedenken. Sieben Jahre später war derselbe Speicher im Frühjahr fast leer, und die Kosten seiner Wiederbefüllung landeten über eine Umlage auf den Rechnungen aller Gaskunden.

Der Punkt, der in dieser Geschichte am häufigsten untergeht: Die Risiken waren benannt, bevor sie eintraten. Schon beim Röhren-Gas-Geschäft der frühen achtziger Jahre war die Frage, ab welchem Anteil eine Bezugsabhängigkeit sicherheitspolitisch bedenklich wird, ausdrücklich Gegenstand der Debatte — die US-Regierung unter Reagan versuchte das Projekt aus genau diesem Grund zu verhindern. Die Bundesregierung unter Helmut Schmidt hielt dagegen, mit dem Argument, Handel binde. Der Anteil sowjetischen Gases am deutschen Verbrauch stieg damals auf rund dreißig Prozent.

Es gab also keinen Moment, in dem die Frage nicht gestellt worden wäre. Es gab nur einen, in dem sie anders beantwortet wurde.

Eine Tür, die sich in beide Richtungen dreht

Die Entscheidungen, die dieses System gebaut haben, wurden von Personen getroffen, und einige dieser Personen haben anschließend in den Unternehmen gearbeitet, über die sie entschieden hatten.

Der bekannteste Vorgang betrifft den deutschen Gasmarkt unmittelbar. Im Januar 2002 untersagte das Bundeskartellamt die Übernahme der Ruhrgas AG durch E.ON — der Zusammenschluss hätte den mit Abstand dominierenden Gasversorger geschaffen. Gegen eine solche Untersagung gibt es ein politisches Instrument: die Ministererlaubnis nach dem Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen.

Zuständig war Bundeswirtschaftsminister Werner Müller, parteilos, zuvor Manager beim Energiekonzern VEBA — einem der beiden Vorgängerunternehmen von E.ON. Wegen dieser Vorgeschichte ließ er sich für befangen erklären und übertrug die Entscheidung seinem Staatssekretär Alfred Tacke. Tacke erteilte die Ministererlaubnis 2002 mit Auflagen; der Zusammenschluss wurde 2003 vollzogen.

Danach: Müller wurde 2003 Vorstandsvorsitzender der Ruhrkohle AG, später Chef der RAG-Stiftung. Tacke wechselte Ende 2004 an die Spitze der STEAG, des Stromerzeugers im RAG-Konzern — also in ein Unternehmen, das Müller führte. Der Wechsel löste im Bundestag eine Debatte aus; die FDP-Fraktion verlangte Aufklärung.

Für keinen dieser Schritte gab es damals ein Verbot. Karenzzeiten für ausscheidende Regierungsmitglieder wurden in Deutschland erst 2015 eingeführt, dreizehn Jahre nach dieser Entscheidung.

Was bleibt, ist eine Abfolge, die sich in einem Satz zusammenfassen lässt: Die Genehmigung für die größte Konzentration im deutschen Gasmarkt wurde von zwei Personen verantwortet, die beide anschließend in der Energiewirtschaft Führungspositionen übernahmen — eine davon in dem Konzern, in dem die andere bereits saß.

Der Stand vor diesem Winter

Am 4. August 2026 waren die deutschen Gasspeicher zu 48,5 Prozent gefüllt. Im Vorjahr waren es zum selben Zeitpunkt 62,1 Prozent. Die Initiative Energien Speichern bezeichnet das als den niedrigsten Stand zu dieser Jahreszeit seit Beginn der Aufzeichnungen.

Gesetzlich vorgeschrieben sind 70 Prozent zum 1. November. Beim Einspeichertempo der letzten Wochen — rund 0,1 Prozentpunkte am Tag — kommt die Reichweitenprognose des DVGW auf etwa 60 Prozent zum Stichtag.

Zugleich ist eine der Bezugsquellen weggebrochen, mit der die Lücke hätte geschlossen werden sollen. Die LNG-Lieferungen aus Katar in die EU sind zwischen März und Mai von 3,7 auf 1,2 Milliarden Kubikmeter eingebrochen, nachdem die Verflüssigungsanlage in Ras Laffan Anfang März bei einem iranischen Angriff schwer beschädigt wurde. Der Vertrag, nach dem QatarEnergy ab 2026 jährlich zwei Millionen Tonnen nach Deutschland liefern sollte, steht damit unter anderen Vorzeichen als bei seiner Unterzeichnung.

Wer bei knappen Speichern und ausgefallenen Lieferanten einspringt, ist damit weitgehend vorgezeichnet.

Der Lieferant, den es nicht mehr geben sollte

Die EU hat den Import russischen Flüssigerdgases zum 1. Januar 2027 verboten.

Im ersten Halbjahr 2026 hat sie 9,97 Millionen Tonnen davon eingeführt — mehr als in jedem ersten Halbjahr zuvor. Unternehmen ziehen bestehende Verträge vor, solange das Verbot noch nicht greift. 96,7 Prozent aller Exporte aus dem russischen Yamal-Projekt gingen nach Europa; nach China gingen vier Ladungen.

Damit liegt eine Zahl auf dem Tisch, die schwer wegzuerklären ist. Europa rüstet auf — die Nato-Staaten haben sich auf Verteidigungsausgaben verständigt, die über die kommenden Jahre in die Billionen gehen, und die Begründung dafür ist die Bedrohung durch genau den Staat, dessen Gasexporte im selben Zeitraum zu über fünfundneunzig Prozent von europäischen Kunden bezahlt werden.

Beide Vorgänge werden von denselben Regierungen verantwortet. Sie stehen in denselben Haushalten. Sie werden nur selten nebeneinandergelegt.

Was stattdessen geplant wird

Die energiepolitische Antwort auf diese Lage besteht im Kern aus zwei Bausteinen.

Der erste sind neue Gaskraftwerke, ausgeschrieben mit dem Zusatz „H2-ready" — sie sollen später auf Wasserstoff umgestellt werden können. Was dieser Zusatz technisch und ökonomisch bedeutet und welche Bedingungen erfüllt sein müssten, damit eine solche Umstellung je stattfindet, haben wir gesondert untersucht. Die Kurzfassung: Der Zusatz kostet heute wenig und verpflichtet zu nichts.

Der zweite sind biogene Kraftstoffe und Wasserstoff als Ersatz für fossile Moleküle in Anwendungen, für die es längst elektrische Lösungen gibt. Die Reihenfolge, in der Wasserstoff sinnvoll eingesetzt wird — Stahl und Chemie ganz oben, Heizung und Pkw ganz unten — ist seit Jahren beschrieben und wird in der deutschen Förderpolitik regelmäßig von unten aufgerollt.

Beide Bausteine haben eine Eigenschaft gemeinsam: Sie verlängern die Zeit, in der Moleküle importiert werden müssen. Und jeder importierte Kubikmeter kommt aus einer Quelle, die sich politisch nicht kontrollieren lässt.

Der Vergleich, der weh tut

Es gibt einen Staat, der aus derselben Lage eine andere Konsequenz gezogen hat. Als im Februar 2026 die Straße von Hormus dicht war und ein Zehntel des weltweiten Ölangebots ausfiel, senkte China seine Ölimporte auf dem Seeweg um eine Menge, die dem gemeinsamen Ölverbrauch Deutschlands, Frankreichs und Großbritanniens entspricht — ohne erkennbaren wirtschaftlichen Einbruch. Möglich war das, weil dort seit Jahren elektrifiziert wird. Was das für die Frage der Abhängigkeit bedeutet, steht in einem eigenen Text.

Der Unterschied zwischen den beiden Strategien ist keiner der Klimaambition. Er ist einer der Verhandlungsposition.

Wer Moleküle kauft, kauft sie jeden Tag neu, zum jeweiligen Tagespreis, von dem, der gerade liefern kann. Wer Erzeugung baut, kauft einmal. Danach hat das Wetter keinen Außenminister.

Was das mit unserer Forderung zu tun hat

Es gibt in Deutschland jedes Jahr Stunden, in denen mehr Strom erzeugt werden könnte, als gebraucht wird — Windräder werden abgeregelt, der Börsenpreis fällt unter null. Diesen Strom in Autobatterien fließen zu lassen, ist die billigste Form von Energieunabhängigkeit, die zu haben ist: keine Leitung, kein Kraftwerk, kein Terminal, kein Schiff, kein Lieferland.

Es ist eine Änderung in der Abrechnung.

Solange die auf sich warten lässt, wird jede Kilowattstunde, die dort ungenutzt bleibt, an anderer Stelle mit einem Molekül ersetzt, das jemand verkauft hat, dem gegenüber wir gleichzeitig aufrüsten.

Quellen

• Bundesnetzagentur: Gasimporte und LNG-Anlandungen, Monatsdaten 2025/2026
• Deutsche Umwelthilfe: Auswertung zu US-Fracking-Gas-Importen
• INES — Initiative Energien Speichern: Füllstandsdaten deutscher Gasspeicher
• DVGW: Reichweitenprognose Gasspeicher
• R. A. Alvarez u.a.: Assessment of methane emissions from the U.S. oil and gas supply chain, Science, 2018
• Cleaning Up mit Michael Liebreich, Ep157: Leaking Methane Needs an Urgent Fix

Newsletter abonnieren? Hier auf der Startseite mit deiner E-Mail-Adresse.