60,8 Prozent sind eine Erholung – aber von einem sehr niedrigen Ausgangspunkt

Zu Beginn der diesjährigen Einspeichersaison am 1. April waren die EU-Speicher nur zu etwa 28 Prozent gefüllt. Das war der niedrigste Startwert seit vier Jahren und zwang Energieversorger, im Sommer ungewöhnlich große Mengen zu importieren.

Der Rückstand wird im Jahresvergleich deutlich:

• 17. August 2026: 60,8 Prozent
• Ein Jahr zuvor: 73,6 Prozent
• Mitte August 2023: etwa 90 Prozent
• Mitte August 2024: etwa 89 Prozent
• Fünfjahresdurchschnitt: rund 17 Prozentpunkte über dem Wert von 2026

Die Speicherstände sind keine unmittelbare Vorhersage einer Versorgungskrise. Sie bilden nur einen Teil des europäischen Energiesystems ab. Nach Einschätzung der Europäischen Kommission kann die Infrastruktur grundsätzlich eine Befüllung von mindestens 80 Prozent bis zum 1. November ermöglichen – abhängig von der Verfügbarkeit von LNG.

Der ungewöhnlich große Fehlbetrag bedeutet jedoch: Europa startet mit einem kleineren Sicherheitspuffer in die kalte Jahreszeit. Ein kalter Winter, weitere Lieferausfälle oder ein höherer Gasverbrauch in Kraftwerken würden sich dadurch schneller auf Preise und Versorgungssicherheit auswirken.

Warum selbst das abgesenkte 80-Prozent-Ziel schwierig wird

Unter den derzeit angespannten Marktbedingungen hat die EU den praktisch relevanten Richtwert gegenüber dem früheren 90-Prozent-Ziel abgesenkt. Auch die Marke von 80 Prozent setzt jedoch anhaltende Einspeicherungen und ausreichend zusätzliches LNG voraus.

Mehrere Faktoren erschweren das:

1. Die Störungen im Nahen Osten verringern Angebot und Flexibilität. LNG aus Katar wird normalerweise an Abnehmer in Europa und Asien geliefert. Italien, Polen und Belgien sollen seit dem 2. April keine katarischen LNG-Mengen mehr erhalten haben; an diesem Tag traf demnach das letzte identifizierte katarische Schiff in Italien ein. Dadurch fehlen nicht nur vertraglich erwartete Lieferungen, sondern auch flexible Mengen am globalen Spotmarkt.
2. Europa konkurriert mit Asien. Die Nachfrage aus Japan und Südkorea sowie Käufe aus Indien, Bangladesch und Taiwan haben den Preisvorteil für Lieferungen nach Europa verringert.
3. Pipeline-Alternativen sind begrenzt. Fehlende Mengen aus dem Nahen Osten lassen sich nicht einfach durch zusätzliche Pipeline-Importe ersetzen. Europa muss daher um LNG aus dem Atlantikbecken konkurrieren.
4. Die Marktstruktur bremst die Einspeicherung. Höhere Preise verteuern den Einkauf für die Speicher. Zudem reduziert eine inverse Terminmarktkurve – bei der spätere Winterpreise unter den näheren Sommerpreisen liegen – den wirtschaftlichen Anreiz, jetzt teuer einzuspeichern und später zu verkaufen.

Ein höherer Spotpreis löst das Speicherproblem daher nicht automatisch. Er kann zwar zusätzliche LNG-Ladungen nach Europa lenken, macht die Auffüllung aber teurer und verschlechtert zugleich die Kalkulation kommerzieller Speicherbetreiber.

Welche Füllstände Analysten erwarten

Die verfügbaren Prognosen liegen unter dem 80-Prozent-Ziel:

• Rystad Energy: etwa 75 Prozent zum 1. November im Basisszenario.
• Kpler: rund 77 Prozent zum 1. November.
• Wood Mackenzie: höchstens etwa 75 Prozent in einem hypothetischen Best-Case-Szenario, in dem Katar bis Ende September wieder die volle Betriebskapazität erreicht; beschädigte Produktionszüge sind dabei ausgenommen.

Für Axpo und S&P Global Energy CERA ließ sich in den verfügbaren Berichten keine aktuelle, belastbare Prognose für Mitte August verifizieren. Konkrete Werte dieser beiden Unternehmen sollten daher nicht als gesicherte Vorhersagen dargestellt werden. S&P Global Energy CERA berichtete allerdings von einem deutlichen Rückgang der EU-LNG-Importe.

Die Prognosen sind Szenarien, keine Gewissheiten. Ihr Ergebnis hängt unter anderem von der Dauer der Störungen im Nahen Osten, der asiatischen Nachfrage, dem Wetter in Europa und dem Tempo der weiteren Einspeicherung ab.

Rund 5,2 Milliarden Kubikmeter fehlen für 80 Prozent

Nach der von Rystad berichteten Schätzung müsste Europa gegenüber dem Basisszenario von 75 Prozent zusätzlich etwa 5,2 Milliarden Kubikmeter Gas beschaffen, um 80 Prozent zu erreichen. Das entspricht bei einer Standard-LNG-Ladung von 174.000 Kubikmetern ungefähr 50 Ladungen. Für 90 Prozent wären rund 15,6 Milliarden Kubikmeter beziehungsweise etwa 150 vergleichbare Ladungen erforderlich.

Kpler beziffert die Herausforderung auf eine andere Weise: Zwischen August und Oktober könnten die EU-LNG-Importe insgesamt etwa 24 Millionen Tonnen erreichen. Für einen Füllstand von 80 Prozent wären demnach schätzungsweise 26 Millionen Tonnen nötig, für 90 Prozent rund 33 Millionen Tonnen.

Schon eine vergleichsweise kleine Zahl fehlender LNG-Ladungen kann damit mehrere Prozentpunkte beim Speicherfüllstand ausmachen – besonders dann, wenn europäische Käufer gegen asiatische Abnehmer um dieselben flexiblen Mengen bieten.

EU-LNG-Importe sind bereits rückläufig

Nach Angaben von S&P Global Energy CERA sanken die LNG-Importe der EU im Juni im Jahresvergleich um 18 Prozent auf etwa 7,5 Millionen Tonnen. Der Ausfall von Produktion im Persischen Golf belastete dabei den weltweiten Handel. Im Mai waren die EU-Importe bereits um 8 Prozent gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen. Für die ersten fünf Monate des Jahres lagen sie insgesamt dennoch etwa 4 Prozent über dem Vorjahreswert.

Dieses gemischte Bild ist wichtig: Hohe Käufe zu Jahresbeginn lösen das aktuelle Einspeicherproblem nicht. Europa braucht während des verbleibenden Sommerfensters kontinuierliche Lieferungen – in einer Phase, in der LNG knapp und der Einkauf teuer ist.

Warum Deutschland für das gesamte EU-System wichtig ist

Deutschland verfügt über rund 22 Prozent der Arbeitsgasspeicherkapazität der EU. Ein deutscher Füllstand von unter 50 Prozent wäre deshalb nicht nur ein nationales Problem. Er könnte die Fähigkeit des europäischen Systems schwächen, Gas bei einer Kältewelle zwischen Nordwest- und Mitteleuropa zu verteilen.

Ein exakter aktueller deutscher Prozentsatz und eine endgültige Entscheidung der Bundesregierung über mögliche Markteingriffe lassen sich anhand der verfügbaren Quellen nicht verlässlich bestätigen. Klarer ist die strukturelle Bedeutung: Deutschlands große Speicher sind für den regionalen Ausgleich zentral. Niedrige Bestände könnten den Druck auf grenzüberschreitende Gasflüsse und Preise erhöhen, sobald die Nachfrage rasch anzieht.

Die Lieferknappheit könnte den gesamten Winter andauern

Die in den verfügbaren Berichten zitierte Markterwartung geht davon aus, dass das LNG-Angebot aus dem Nahen Osten bis zum Jahresende 2026 begrenzt bleibt und sich erst etwa im April 2027 normalisiert. Die Störung würde damit nicht nur die sommerliche Befüllung verzögern, sondern den größten Teil des europäischen Winters betreffen.

Eine physische Versorgungskrise ist dadurch nicht zwangsläufig. Europa verfügt über Regasifizierungskapazitäten, Pipeline-Importe, Möglichkeiten zur Nachfragereduktion und die Fähigkeit, über höhere Preise zusätzliche LNG-Ladungen anzuziehen. Jede dieser Optionen hat jedoch Grenzen. Je länger die Störung anhält, desto stärker ist Europa Preissprüngen und dem Wettbewerb um Ersatzlieferungen ausgesetzt.

Hitze und Dürre verschärfen die Lage auf dem Strommarkt

Zum niedrigen Gaspolster kommt ein schwieriges Umfeld im europäischen Stromsystem. Anhaltend geringe Niederschläge und wiederholte Hitzewellen ließen Loire, Po, Rhein und Donau im August auf Rekordtiefstände sinken, wie das Gemeinsame Forschungszentrum der EU berichtete.

Niedrige Flusspegel und hohe Wassertemperaturen können die Stromproduktion von Kernkraftwerken einschränken. Gleichzeitig erschwert Niedrigwasser die Binnenschifffahrt und damit den Transport von Brennstoffen und anderen Gütern:

• Niedrige Pegel der Donau begrenzten die Kernkraftproduktion in Ungarn und Rumänien.
• In Frankreich drohten wegen der Hitzewelle weitere Einschränkungen der Kernkraft; der französische Day-Ahead-Strompreis stieg in einem Bericht um 21,8 Prozent auf 142,5 Euro je Megawattstunde.
• Ungarn reduzierte die Beleuchtung staatlicher Einrichtungen, um das Stromnetz zu entlasten.
• Niedrige Rheinpegel erschwerten die Binnenschifffahrt und damit den Transport von Brennstoffen und Waren.

Der Zusammenhang mit den Gasspeichern ist indirekt, aber relevant: Wenn Kern- und Wasserkraft weniger Strom liefern, müssen Gaskraftwerke möglicherweise einen größeren Teil der Nachfrage übernehmen. Gleichzeitig können niedrige Flusspegel die Logistik verteuern. Der Gasverbrauch steigt dann ausgerechnet in einer Phase, in der Versorger eigentlich zusätzliche Mengen einspeichern wollen.

Fazit: Noch beherrschbar, aber mit wenig Spielraum

Mit einem Füllstand von 60,8 Prozent sind Europas Speicher nicht leer. Das System kann weiterhin Lieferungen anziehen und verfügt über mehrere Ausgleichsmöglichkeiten. Der belastbare Schluss lautet jedoch: Europa geht mit einem ungewöhnlich dünnen Puffer in die letzte Phase der Einspeichersaison.

Für 80 Prozent bis zum 1. November braucht die EU anhaltende Einspeicherungen, ausreichend flexibles LNG, eine beherrschbare Nachfrage in Asien und keine weitere Verschlechterung bei Wetter oder Infrastruktur. Die derzeit genannten Prognosen von etwa 75 bis 77 Prozent machen das Ziel schwierig, aber nicht unmöglich. Jede zusätzliche Störung – bei LNG-Transporten, der Stromerzeugung, der Binnenschifffahrt oder der Winternachfrage – würde sich wegen des großen Rückstands zur saisonalen Norm voraussichtlich schneller in den europäischen Gaspreisen bemerkbar machen.

60,8 Prozent sind eine Erholung – aber von einem sehr niedrigen Ausgangspunkt

Zu Beginn der diesjährigen Einspeichersaison am 1. April waren die EU-Speicher nur zu etwa 28 Prozent gefüllt. Das war der niedrigste Startwert seit vier Jahren und zwang Energieversorger, im Sommer ungewöhnlich große Mengen zu importieren.

Der Rückstand wird im Jahresvergleich deutlich:

• 17. August 2026: 60,8 Prozent
• Ein Jahr zuvor: 73,6 Prozent
• Mitte August 2023: etwa 90 Prozent
• Mitte August 2024: etwa 89 Prozent
• Fünfjahresdurchschnitt: rund 17 Prozentpunkte über dem Wert von 2026

Die Speicherstände sind keine unmittelbare Vorhersage einer Versorgungskrise. Sie bilden nur einen Teil des europäischen Energiesystems ab. Nach Einschätzung der Europäischen Kommission kann die Infrastruktur grundsätzlich eine Befüllung von mindestens 80 Prozent bis zum 1. November ermöglichen – abhängig von der Verfügbarkeit von LNG.

Der ungewöhnlich große Fehlbetrag bedeutet jedoch: Europa startet mit einem kleineren Sicherheitspuffer in die kalte Jahreszeit. Ein kalter Winter, weitere Lieferausfälle oder ein höherer Gasverbrauch in Kraftwerken würden sich dadurch schneller auf Preise und Versorgungssicherheit auswirken.

Warum selbst das abgesenkte 80-Prozent-Ziel schwierig wird

Unter den derzeit angespannten Marktbedingungen hat die EU den praktisch relevanten Richtwert gegenüber dem früheren 90-Prozent-Ziel abgesenkt. Auch die Marke von 80 Prozent setzt jedoch anhaltende Einspeicherungen und ausreichend zusätzliches LNG voraus.

Mehrere Faktoren erschweren das:

1. Die Störungen im Nahen Osten verringern Angebot und Flexibilität. LNG aus Katar wird normalerweise an Abnehmer in Europa und Asien geliefert. Italien, Polen und Belgien sollen seit dem 2. April keine katarischen LNG-Mengen mehr erhalten haben; an diesem Tag traf demnach das letzte identifizierte katarische Schiff in Italien ein. Dadurch fehlen nicht nur vertraglich erwartete Lieferungen, sondern auch flexible Mengen am globalen Spotmarkt.
2. Europa konkurriert mit Asien. Die Nachfrage aus Japan und Südkorea sowie Käufe aus Indien, Bangladesch und Taiwan haben den Preisvorteil für Lieferungen nach Europa verringert.
3. Pipeline-Alternativen sind begrenzt. Fehlende Mengen aus dem Nahen Osten lassen sich nicht einfach durch zusätzliche Pipeline-Importe ersetzen. Europa muss daher um LNG aus dem Atlantikbecken konkurrieren.
4. Die Marktstruktur bremst die Einspeicherung. Höhere Preise verteuern den Einkauf für die Speicher. Zudem reduziert eine inverse Terminmarktkurve – bei der spätere Winterpreise unter den näheren Sommerpreisen liegen – den wirtschaftlichen Anreiz, jetzt teuer einzuspeichern und später zu verkaufen.

Ein höherer Spotpreis löst das Speicherproblem daher nicht automatisch. Er kann zwar zusätzliche LNG-Ladungen nach Europa lenken, macht die Auffüllung aber teurer und verschlechtert zugleich die Kalkulation kommerzieller Speicherbetreiber.

Welche Füllstände Analysten erwarten

Die verfügbaren Prognosen liegen unter dem 80-Prozent-Ziel:

• Rystad Energy: etwa 75 Prozent zum 1. November im Basisszenario.
• Kpler: rund 77 Prozent zum 1. November.
• Wood Mackenzie: höchstens etwa 75 Prozent in einem hypothetischen Best-Case-Szenario, in dem Katar bis Ende September wieder die volle Betriebskapazität erreicht; beschädigte Produktionszüge sind dabei ausgenommen.

Für Axpo und S&P Global Energy CERA ließ sich in den verfügbaren Berichten keine aktuelle, belastbare Prognose für Mitte August verifizieren. Konkrete Werte dieser beiden Unternehmen sollten daher nicht als gesicherte Vorhersagen dargestellt werden. S&P Global Energy CERA berichtete allerdings von einem deutlichen Rückgang der EU-LNG-Importe.

Die Prognosen sind Szenarien, keine Gewissheiten. Ihr Ergebnis hängt unter anderem von der Dauer der Störungen im Nahen Osten, der asiatischen Nachfrage, dem Wetter in Europa und dem Tempo der weiteren Einspeicherung ab.

Rund 5,2 Milliarden Kubikmeter fehlen für 80 Prozent

Nach der von Rystad berichteten Schätzung müsste Europa gegenüber dem Basisszenario von 75 Prozent zusätzlich etwa 5,2 Milliarden Kubikmeter Gas beschaffen, um 80 Prozent zu erreichen. Das entspricht bei einer Standard-LNG-Ladung von 174.000 Kubikmetern ungefähr 50 Ladungen. Für 90 Prozent wären rund 15,6 Milliarden Kubikmeter beziehungsweise etwa 150 vergleichbare Ladungen erforderlich.

Kpler beziffert die Herausforderung auf eine andere Weise: Zwischen August und Oktober könnten die EU-LNG-Importe insgesamt etwa 24 Millionen Tonnen erreichen. Für einen Füllstand von 80 Prozent wären demnach schätzungsweise 26 Millionen Tonnen nötig, für 90 Prozent rund 33 Millionen Tonnen.

Schon eine vergleichsweise kleine Zahl fehlender LNG-Ladungen kann damit mehrere Prozentpunkte beim Speicherfüllstand ausmachen – besonders dann, wenn europäische Käufer gegen asiatische Abnehmer um dieselben flexiblen Mengen bieten.

EU-LNG-Importe sind bereits rückläufig

Nach Angaben von S&P Global Energy CERA sanken die LNG-Importe der EU im Juni im Jahresvergleich um 18 Prozent auf etwa 7,5 Millionen Tonnen. Der Ausfall von Produktion im Persischen Golf belastete dabei den weltweiten Handel. Im Mai waren die EU-Importe bereits um 8 Prozent gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen. Für die ersten fünf Monate des Jahres lagen sie insgesamt dennoch etwa 4 Prozent über dem Vorjahreswert.

Dieses gemischte Bild ist wichtig: Hohe Käufe zu Jahresbeginn lösen das aktuelle Einspeicherproblem nicht. Europa braucht während des verbleibenden Sommerfensters kontinuierliche Lieferungen – in einer Phase, in der LNG knapp und der Einkauf teuer ist.

Warum Deutschland für das gesamte EU-System wichtig ist

Deutschland verfügt über rund 22 Prozent der Arbeitsgasspeicherkapazität der EU. Ein deutscher Füllstand von unter 50 Prozent wäre deshalb nicht nur ein nationales Problem. Er könnte die Fähigkeit des europäischen Systems schwächen, Gas bei einer Kältewelle zwischen Nordwest- und Mitteleuropa zu verteilen.

Ein exakter aktueller deutscher Prozentsatz und eine endgültige Entscheidung der Bundesregierung über mögliche Markteingriffe lassen sich anhand der verfügbaren Quellen nicht verlässlich bestätigen. Klarer ist die strukturelle Bedeutung: Deutschlands große Speicher sind für den regionalen Ausgleich zentral. Niedrige Bestände könnten den Druck auf grenzüberschreitende Gasflüsse und Preise erhöhen, sobald die Nachfrage rasch anzieht.

Die Lieferknappheit könnte den gesamten Winter andauern

Die in den verfügbaren Berichten zitierte Markterwartung geht davon aus, dass das LNG-Angebot aus dem Nahen Osten bis zum Jahresende 2026 begrenzt bleibt und sich erst etwa im April 2027 normalisiert. Die Störung würde damit nicht nur die sommerliche Befüllung verzögern, sondern den größten Teil des europäischen Winters betreffen.

Eine physische Versorgungskrise ist dadurch nicht zwangsläufig. Europa verfügt über Regasifizierungskapazitäten, Pipeline-Importe, Möglichkeiten zur Nachfragereduktion und die Fähigkeit, über höhere Preise zusätzliche LNG-Ladungen anzuziehen. Jede dieser Optionen hat jedoch Grenzen. Je länger die Störung anhält, desto stärker ist Europa Preissprüngen und dem Wettbewerb um Ersatzlieferungen ausgesetzt.

Hitze und Dürre verschärfen die Lage auf dem Strommarkt

Zum niedrigen Gaspolster kommt ein schwieriges Umfeld im europäischen Stromsystem. Anhaltend geringe Niederschläge und wiederholte Hitzewellen ließen Loire, Po, Rhein und Donau im August auf Rekordtiefstände sinken, wie das Gemeinsame Forschungszentrum der EU berichtete.

Niedrige Flusspegel und hohe Wassertemperaturen können die Stromproduktion von Kernkraftwerken einschränken. Gleichzeitig erschwert Niedrigwasser die Binnenschifffahrt und damit den Transport von Brennstoffen und anderen Gütern:

• Niedrige Pegel der Donau begrenzten die Kernkraftproduktion in Ungarn und Rumänien.
• In Frankreich drohten wegen der Hitzewelle weitere Einschränkungen der Kernkraft; der französische Day-Ahead-Strompreis stieg in einem Bericht um 21,8 Prozent auf 142,5 Euro je Megawattstunde.
• Ungarn reduzierte die Beleuchtung staatlicher Einrichtungen, um das Stromnetz zu entlasten.
• Niedrige Rheinpegel erschwerten die Binnenschifffahrt und damit den Transport von Brennstoffen und Waren.

Der Zusammenhang mit den Gasspeichern ist indirekt, aber relevant: Wenn Kern- und Wasserkraft weniger Strom liefern, müssen Gaskraftwerke möglicherweise einen größeren Teil der Nachfrage übernehmen. Gleichzeitig können niedrige Flusspegel die Logistik verteuern. Der Gasverbrauch steigt dann ausgerechnet in einer Phase, in der Versorger eigentlich zusätzliche Mengen einspeichern wollen.

Fazit: Noch beherrschbar, aber mit wenig Spielraum

Mit einem Füllstand von 60,8 Prozent sind Europas Speicher nicht leer. Das System kann weiterhin Lieferungen anziehen und verfügt über mehrere Ausgleichsmöglichkeiten. Der belastbare Schluss lautet jedoch: Europa geht mit einem ungewöhnlich dünnen Puffer in die letzte Phase der Einspeichersaison.

Für 80 Prozent bis zum 1. November braucht die EU anhaltende Einspeicherungen, ausreichend flexibles LNG, eine beherrschbare Nachfrage in Asien und keine weitere Verschlechterung bei Wetter oder Infrastruktur. Die derzeit genannten Prognosen von etwa 75 bis 77 Prozent machen das Ziel schwierig, aber nicht unmöglich. Jede zusätzliche Störung – bei LNG-Transporten, der Stromerzeugung, der Binnenschifffahrt oder der Winternachfrage – würde sich wegen des großen Rückstands zur saisonalen Norm voraussichtlich schneller in den europäischen Gaspreisen bemerkbar machen.