Sieben Monate für einen Winter

Über die deutschen Flüssiggas-Terminals gibt es zwei Arten von Zahlen. Die eine steht in Pressemitteilungen und klingt beruhigend. Die andere steht in den Berichten der Fernleitungsnetzbetreiber und klingt anders.

Beide stimmen. Sie messen nur verschiedene Dinge — und die Verwechslung dieser beiden Dinge erklärt einen großen Teil der Debatte über die Versorgung im kommenden Winter.

Foto: Die Höegh Esperanza in Wilhelmshaven — ein schwimmendes Terminal, das Flüssiggas wieder in Gas verwandelt und ins Netz drückt — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / JoachimKohler-HB

Kapazität ist, was im Jahr durchpasst

Ein Flüssiggas-Terminal nimmt gekühltes Gas von einem Tankschiff, erwärmt es wieder auf Gasform und drückt es ins Leitungsnetz. Die meisten deutschen Anlagen sind dafür Schiffe: umgebaute Tanker, die am Kai liegen und genau diesen einen Vorgang erledigen.

Was der Bund betreibt, zählt die Deutsche Energy Terminal auf:

• Wilhelmshaven 1, Schiff Höegh Esperanza, bis zu 4,8 Milliarden Kubikmeter im Jahr, seit Dezember 2022 in Betrieb
• Wilhelmshaven 2, Schiff Excelsior, bis zu 4,3 Milliarden Kubikmeter, seit April 2025
• Brunsbüttel, Schiff Höegh Gannet, bis zu 4,0 Milliarden Kubikmeter, am Fernleitungsnetz seit Frühjahr 2023
• Stade, Schiff Energos Force, bis zu 1,7 Milliarden Kubikmeter zum Jahresende erwartet — zur Inbetriebnahme schreibt der Betreiber, die Fragen würden „von allen Beteiligten geklärt"

Dazu kommt das größte, und es gehört nicht dem Bund: Mukran auf Rügen, betrieben von der Deutschen ReGas, genehmigt für 13,5 Milliarden Kubikmeter im Jahr. Es läuft derzeit mit einem Schiff, also bei etwa der Hälfte.

Rechnet man die drei laufenden Bundes-Terminals zusammen, stehen dort 13,1 Milliarden Kubikmeter im Jahr. Mit Mukran auf dem Papier rund 26,6. Ein Kubikmeter Erdgas entspricht etwa zehn Kilowattstunden, das sind also grob 266 Terawattstunden Jahreskapazität.

Und jetzt die zweite Zahl. Tatsächlich durchgelaufen sind 2025 rund 106 Terawattstunden — 79 bei den Bundes-Terminals, 26,5 in Mukran. Das deckt sich mit der Importstatistik der Bundesnetzagentur, die für 2025 auf 106 Terawattstunden Flüssiggas kommt, 10,3 Prozent der gesamten deutschen Gaseinfuhr von 1.031 Terawattstunden.

Die Anlagen liefen also bei rund vierzig Prozent dessen, was sie könnten. Eingelagert wird nur, was sich rechnet: Terminals werden gebucht, wenn jemand Gas kauft.

Leistung ist, was an einem Tag ankommt

Der entscheidende Satz steht in einer Mitteilung der Fernleitungsnetzbetreiber, und er handelt nicht vom Jahr, sondern vom Tag:

Die inländischen LNG-Terminals können nur knapp 10 Prozent des Leistungsbedarfs aller Kunden an einem Wintertag beitragen.

Das ist der Unterschied zwischen Kapazität und Leistung. Ein Terminal, das im Jahr viel durchsetzt, setzt am kalten Dienstag im Januar trotzdem nur das durch, was durch seine Rohre passt — und der Verbrauch an einem solchen Tag ist ein Vielfaches des Durchschnitts.

Woher der Rest kommt, steht im Versorgungssicherheitsbericht derselben Netzbetreiber:

Zwischenzeitlich trugen Ausspeicherungen mit über 3 TWh/d zur Versorgung bei. Das entspricht mehr als 50 Prozent der eingespeisten Menge in den nachfrageintensivsten Phasen.

In den kältesten Stunden kommt also mehr als die Hälfte aus den Speichern. Alle Importe zusammen — Norwegen, Niederlande, Belgien, Flüssiggas — können unter den Bedingungen, die das Leitungsnetz zulässt, „maximal rund 3 Terawattstunden pro Tag" beitragen.

Die Terminals sind damit kein Ersatz für die Speicher. Sie sind eine Zulieferung, die im Sommer hilft, den Speicher zu füllen.

Foto: Wilhelmshaven 2, seit April 2025 in Betrieb — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Ein Dahmer

Wie lange das Füllen dauert

Die deutschen Speicher fassen rund 250 Terawattstunden Arbeitsgas. Das ist die größte Kapazität der Europäischen Union, etwa ein Viertel aller EU-Reserven.

Der schnellste Einspeicherwert, den der Markt je gezeigt hat, liegt bei 1,2 Terawattstunden am Tag. Wer 250 durch 1,2 teilt, landet bei 208 Tagen. Knapp sieben Monate — bei einer Geschwindigkeit, die noch nie über eine ganze Saison gehalten wurde.

Das ist der Grund, warum das Sommerhalbjahr in dieser Branche keine ruhige Zeit ist. Die Einspeicherperiode von April bis Oktober ist ungefähr so lang wie das Füllen dauert, wenn alles gut geht.

Dieses Jahr ging es nicht gut. Die Fernleitungsnetzbetreiber melden für den 18. August 2026:

Am 18. August 2026 waren Deutschlands Speicher nur zu 50 Prozent gefüllt — ein historischer Tiefstand zu diesem Zeitpunkt des Jahres.

Und zum Tempo:

Aktuell liegt die tägliche Einspeicherung bei weniger als 0,5 TWh.

Weniger als ein halbes Terawatt am Tag, wo für das gesetzliche Ziel bis zu 1,2 nötig wären — also mehr, als je gemessen wurde. Die Netzbetreiber halten die Vorgabe zum 1. November deshalb für „kaum noch erreichbar".

Vorgeschrieben sind, so das Bayerische Wirtschaftsministerium, „ein Speicher-Füllstand von durchschnittlich 70 Prozent bis zum 1. November".

Warum der Ort zählt

Bis hierhin ging es um Mengen. Jetzt kommt die Frage, die in den Mengen nicht vorkommt: wo das Gas liegt.

Am 9. September 2026 waren die deutschen Speicher zu 55,1 Prozent gefüllt. Die für Süddeutschland maßgeblichen Speicher in Bayern und Österreich zu 48,8 Prozent. Der Süden liegt also nicht nur unter dem Ziel, sondern auch unter dem Bundesschnitt.

Bayern hängt an vier großen Porenspeichern — ausgeförderten Erdgasfeldern, in die Gas zurückgepresst wird: Bierwang, Breitbrunn, Inzenham-West und Wolfersberg. Im Februar 2026 lagen einzelne davon unter fünf Prozent, im Mittel bei rund zwanzig.

Zwei davon sollen verschwinden. Für Breitbrunn am Chiemsee, den größten bayerischen Speicher, hat der Betreiber die Stilllegung beantragt, geplantes Betriebsende 2027. Für Wolfersberg liegt ebenfalls ein Antrag vor. Über beide entscheidet die Bundesnetzagentur.

Foto: Breitbrunn am Chiemsee — unter dieser Landschaft liegt der größte Gasspeicher Bayerns, für den die Stilllegung beantragt ist — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Marion Igel

Was passiert, wenn der Speicher vor Ort leer ist

Ein Speicher ist nicht nur ein Vorrat. Er ist ein Vorrat an einer bestimmten Stelle im Netz, und diese Stelle ist die halbe Miete.

Steht das Gas in Bayern, muss es im Januar ein paar Kilometer weit. Steht es nicht dort, muss dieselbe Menge von der Nordsee oder der Ostsee quer durch die Republik — durch Leitungen, die für eine bestimmte Menge pro Stunde ausgelegt sind und keine mehr durchlassen, wenn sie voll sind.

Wie sich das anfühlt, beschreibt der süddeutsche Fernleitungsnetzbetreiber terranets bw für den vergangenen Winter so:

Ausspeicherungen verlagerten sich verstärkt auf ungünstiger gelegene Speicher, wodurch die West-Ost- und Nord-Süd-Transportrichtungen über Wochen hinweg überdurchschnittlich stark beansprucht wurden.

Das ist die ganze Mechanik in einem Satz. Nicht das Gas fehlte — der Weg dorthin wurde eng, über Wochen, weil der nahe Speicher leer war und der ferne einspringen musste.

Ein einzelner Speicher wird in Deutschland überhaupt nur für diesen Zweck gefahren: Sandhausen, 30 Millionen Kubikmeter Arbeitsgas, „wird als einziger Untertagespeicher in Deutschland netzdienlich eingesetzt, also ausschließlich zur Stabilisierung des Netzes". Einer, im ganzen Land.

Daraus folgt eine unbequeme Rechnung für den kommenden Winter. Wenn es in ganz Deutschland gleichzeitig kalt wird, konkurrieren Norden und Süden um dieselbe begrenzte Transportleistung. Die Terminals stehen alle an der Küste. Die leeren Speicher stehen im Süden. Und die Leitung dazwischen ist das, was sie ist.

Was daraus für uns folgt

Die naheliegende Antwort wäre, mehr zu bauen. Sie ist teuer, sie dauert ein Jahrzehnt, und sie löst das Problem einer einzelnen kalten Woche mit Beton, der die restlichen einundfünfzig Wochen danebensteht.

Die andere Antwort setzt an der Menge an, die überhaupt transportiert werden muss.

Ein Teil des Gases, das im Winter nach Süden fließt, landet in Kraftwerken, die Strom erzeugen. Und die laufen auch in Stunden, in denen anderswo Windräder abgeregelt werden, weil ihr Strom gerade nicht zum Verbrauch passt. 2024 waren das fast 10 Terawattstunden Wind- und Solarstrom, die nicht erzeugt wurden. 2025 gab es an 1.970 Stunden Abregelung in mindestens einer Netzzone — an mehr als einem Fünftel aller Stunden des Jahres.

Jede Kilowattstunde, die in diesen Stunden aus abgeregeltem Strom in ein Auto geht statt aus einem Gaskraftwerk ins Netz, ist eine Kilowattstunde, die nicht von Wilhelmshaven nach Bayern muss. Autos sind dafür die billigste Senke, die das System hat: Sie stehen schon da, sie hängen schon am Netz, und sie brauchen keinen einzigen neuen Meter Leitung.

Deshalb bleibt unsere Forderung, was sie ist: In den Stunden, in denen Windräder abgeregelt werden, soll öffentliches Schnellladen nichts kosten. Der bestehende § 13k im Energiewirtschaftsgesetz lässt das zu — es fehlt eine Festlegung der Bundesnetzagentur, die das Preissignal bis zur Ladesäule durchreicht.

Sieben Monate dauert das Füllen. Der Winter dauert fünf. Wer diese Rechnung nicht jedes Jahr neu aufmachen will, muss an der Menge arbeiten, nicht am Tempo.

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