Die deutschen Gasspeicher waren am 21. August zu 50,43 Prozent gefüllt. Das sind 17,51 Prozentpunkte weniger als am gleichen Tag im Vorjahr und 5,58 Punkte weniger als der bisherige Tiefstwert aus den Jahren 2018 bis 2021 für dieses Datum. Bereits am 17. August hatte der Füllstand erstmals die runde 50-Prozent-Marke überschritten. Wer sich an die Krisenjahre 2022 bis 2024 erinnert, in denen die Speicher im Herbst regelmäßig fast randvoll waren, zieht daraus schnell den Schluss, dass im Winter Gas knapp werden könnte. Die Realität ist komplizierter, und an mehreren Stellen auch beruhigender, als die nackte Prozentzahl vermuten lässt – auch wenn sich die globale Ausgangslage seit Anfang August spürbar verschärft hat.

Die Lücke bei den Gasspeichern

Der Rückstand zum Vorjahr stammt nicht allein aus dem vergangenen Winter. Schon am 1. April 2026, dem offiziellen Start der Einspeichersaison, lag der Füllstand mit 21,83 Prozent um 7,31 Punkte unter dem Vorjahreswert. Das geht aus den Daten der Bundesnetzagentur zum Verlauf der Speicherfüllstände hervor. Bis zum 21. August füllten die Betreiber die Speicher dann um 28,6 Punkte auf, im Vorjahr schafften sie im gleichen Zeitraum 38,8 Punkte.

Rund 42 Prozent der aktuellen Lücke zum Vorjahr gehen also auf den Winter zurück, die restlichen rund 58 Prozent auf eine spürbar langsamere Einspeicherung in Frühjahr und Sommer 2026.

Rechnet man das in Energiemengen um, stecken aktuell rund 126 Terawattstunden (TWh) Arbeitsgas in den deutschen Speichern. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) gibt die Gesamtkapazität der deutschen Untergrundspeicher in einem Infobeitrag mit rund 247 bis 250 TWh an. In „Tage, für die das reicht“ sollte man diese Zahl trotzdem nicht übersetzen, denn Speicher sind nur ein Baustein der Versorgung, keine alleinige Energiequelle für den Winter.

Im Januar 2026 verbrauchten Haushalte und Industrie laut Bundesnetzagentur deutlich mehr Gas als im Jahresdurchschnitt 2025 – ein kalter Monat mit rund 5,5 Prozent mehr Verbrauch als im Vorkrisen-Schnitt 2018–2021. Gleichzeitig laufen Importe und heimische Produktion durchgehend weiter.

Die 95-Prozent-Marke gilt nicht mehr

Wer die Füllstände von heute mit denen der Krisenjahre vergleicht, übersieht oft eine zentrale Änderung. Deutschland hat seine gesetzlichen Speicherziele deutlich gesenkt. Bis 2024 galt für den 1. November noch ein Zielwert von 90 beziehungsweise faktisch bis zu 95 Prozent. Mit der Gasspeicher-Füllstands-Verordnung, die im Mai 2025 in Kraft trat, gelten seither differenzierte, niedrigere Anforderungen je Speicheranlage.

Die meisten deutschen Speicher müssen den Vorgaben zufolge am 1. November nur noch 80 Prozent erreichen, am 1. Februar reichen im Regelfall 30 Prozent. Für sechs Anlagen, die sich technisch langsamer befüllen lassen – Bad Lauchstädt, Frankenthal, Hähnlein, Rehden, Stockstadt und Uelsen –, gilt am 1. November lediglich eine 45-Prozent-Marke. Umgekehrt gilt für vier bayerische Speicher in Bierwang, Breitbrunn, Inzenham-West und Wolfersberg zum 1. Februar eine höhere Vorgabe von 40 statt 30 Prozent, wie die Bundesnetzagentur selbst darstellt.

Die Bundesnetzagentur rechnete in ihrem Jahresrückblick für 2025 vor, dass diese einzelnen Anlagenziele in Summe einem bundesweiten Richtwert von rund 70 Prozent zum 1. November entsprechen. Wichtig zu verstehen ist, dass 70 Prozent eine rechnerische Folge einzelner Anlagenpflichten sind. Eine eigenständige bundesweite 70-Prozent-Pflicht gibt es nicht.

Von den aktuellen 50,43 Prozent (Stand 21. August) bis zu diesem Richtwert fehlen noch 19,57 Prozentpunkte. Bei 72 verbleibenden Tagen bis zum 1. November müssten die Speicher rein rechnerisch im Schnitt 0,272 Prozentpunkte pro Tag zulegen. Tatsächlich lag die Einspeicherrate den offiziellen Erhebungen in den vergangenen 30 Tagen bei durchschnittlich nur 0,16 Punkten pro Tag, in der jüngsten Woche bei 0,143 Punkten.

Der Fernleitungsnetzbetreiber-Verband FNB Gas erklärte Mitte August öffentlich, das Ziel sei selbst bei einer Einspeicherung von bis zu 1,2 TWh pro Tag – dem historischen Höchstwert – kaum noch zu erreichen; aktuell liege die Einspeicherung deutlich darunter. Das lohnt eine Beobachtung, beweist aber nicht, dass Deutschland eine gesetzliche Pflicht verfehlt, denn die eigentlichen Vorgaben gelten pro Anlage und nicht für den bundesweiten Durchschnitt.

Topaktuell

Woher das Gas kommt

Deutschland importiert laut einem gemeinsamen Monitoringbericht von Bundesnetzagentur und dem früheren Bundeswirtschaftsministerium unter Robert Habeck (Bündnis 90/Die Grünen) bereits seit September 2022 kein Gas mehr direkt aus Russland. 2021 deckte Russland noch rund 55 Prozent des deutschen Gasverbrauchs.

Die physischen Einfuhrdaten der Bundesnetzagentur für den Zeitraum 1. Januar bis 23. August 2026 zeigen, wer diese Rolle übernommen hat. Insgesamt strömten 681,38 TWh Gas über die deutschen Grenzen, davon 42,7 Prozent über Norwegen, 22,2 Prozent über Belgien, 21,8 Prozent über die Niederlande und 11,9 Prozent über die deutschen LNG-Terminals. Über die einzige Route, die sich in den Daten direkt Russland zuordnen lässt, floss 2026 kein einziges TWh.

Eine Einschränkung gehört zur Genauigkeit dazu: Diese Zahlen erfassen physische Grenzübertrittspunkte, nicht zwingend das Ursprungsland jedes Gasmoleküls. Die Bundesnetzagentur weist selbst darauf hin, dass die Daten auch sogenannte Ringflüsse enthalten können und dass Gas, das über andere europäische Routen einströmt, aus unterschiedlichen Quellen im verflochtenen Netz stammen kann. Die Aussage, Deutschland importiere kein Gas mehr direkt aus Russland, lässt sich damit belegen.

Die weitergehende Behauptung, im deutschen Gasnetz stecke überhaupt kein russisches Gas mehr, lässt sich aus diesen Daten dagegen nicht ableiten – zumal Russland europaweit weiterhin LNG liefert und dort im ersten Halbjahr 2026 mit einem Anteil von 14 Prozent an den EU-Importen der zweitgrößte LNG-Lieferant Europas war, mit Schwerpunkt Belgien, Frankreich und Spanien.

Die deutschen LNG-Terminals selbst spielen dabei eine kleinere direkte Rolle, als ihre mediale Präsenz vermuten lässt. Das BMWE listet aktuell fünf schwimmende LNG-Terminals, zwei davon in Wilhelmshaven, dazu Brunsbüttel, Stade und Mukran. Sie brachten 2025 eine Einfuhrkapazität von 15 Milliarden Kubikmetern, die bis 2027 auf 25 Milliarden Kubikmeter steigen soll. Trotzdem liefen 2026 nur 11,9 Prozent der gemessenen Importe über deutsche Terminals, denn auch Belgien und die Niederlande betreiben eigene große LNG-Infrastruktur. Deren Gas taucht in den deutschen Statistiken nicht als LNG auf, sondern schlicht als Import über die jeweilige Landgrenze.

Weniger Verbrauch, aber nicht durchgängig

Die zweite Hälfte der Rechnung ist die Nachfrage, die über die Gasspeicher hinaus mitentscheidet, wie angespannt die Lage tatsächlich ist. Von Januar bis Juli 2026 lag der deutsche Gasverbrauch rund 1,8 Prozent über dem Vergleichszeitraum 2025, aber rund 11,2 Prozent unter dem Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021.

Der ungewöhnlich kalte Januar 2026 trieb den Verbrauch mit rund 5,5 Prozent sogar über den Vorkrisenwert. Wärmere Monate wie Juli lagen dagegen mit einem Minus von 23,8 Prozent deutlich darunter. Wetter, Industrieaktivität, Gaskraftwerke und Preise wirken hier gemeinsam.

Ein Teil des einströmenden Gases verlässt Deutschland zudem wieder in Richtung Nachbarländer. Den Importen von 674,34 TWh stehen den Zahlen der Bundesnetzagentur zufolge im gleichen Zeitraum Exporte von 176,68 TWh gegenüber, macht netto rund 504,7 TWh. Deutschland ist damit auch Transitland. Ein Teil der Gasmenge, die viele Verbraucher*innen intuitiv komplett im heimischen Speicher vermuten würden, fließt tatsächlich weiter an Haushalte etwa in Österreich, Tschechien oder der Schweiz.

Das neue Risiko heißt nicht mehr Russland

Die Bundesnetzagentur bewertet die aktuelle Versorgungslage weiterhin als stabil. Sie stuft die Versorgungssicherheit als gewährleistet ein und die Wahrscheinlichkeit einer angespannten Situation als gering – diese Formulierung ist laut eigener Lageseite allerdings seit August 2024 unverändert. Seit dem 1. Juli 2025 befindet sich Deutschland in der sogenannten Frühwarnstufe, der niedrigsten der drei Eskalationsstufen im Notfallplan Gas. Zuvor hatte die Regierung die im Juni 2022 als Reaktion auf russische Lieferkürzungen ausgerufene Alarmstufe wieder aufgehoben. In der Frühwarnstufe ordnet die Bundesnetzagentur keine Abschaltungen oder vergleichbare Eingriffe an. Ihre Beobachtung richtet sich nach eigener Aussage aktuell mit besonderem Fokus auf die Füllstandsvorgabe von 30 Prozent zum 1. Februar 2027.

Das strukturelle Risiko hat sich damit verschoben, aber nicht aufgelöst – und es hat sich seit Ende Februar 2026 deutlich verschärft. Statt von einem einzelnen Pipeline-Lieferanten hängt die deutsche Versorgung heute stärker von einem global gehandelten Rohstoffmarkt ab, der seit Kriegsausbruch im Nahen Osten unter erheblichem Druck steht. Die Internationale Energieagentur (IEA) beschreibt in ihrem Gasmarktbericht für das dritte Quartal 2026 eine faktische Schließung der Straße von Hormus seit Ende Februar 2026, über die zuvor rund 20 Prozent des weltweiten LNG-Angebots liefen. Katars LNG-Produktion brach dem Bericht zufolge zwischen März und Juni um rund 75 Prozent gegenüber dem Vorjahr ein, nachdem die Anlagen in Ras Laffan im März durch Angriffe beschädigt wurden; zwei LNG-Trains mit einer Kapazität von 17,5 Milliarden Kubikmetern jährlich fallen nach Angaben des Betreibers QatarEnergy für drei bis fünf Jahre aus.

Die europäischen TTF-Gaspreise lagen im zweiten Quartal 2026 laut IEA rund 32 Prozent über dem Vorjahreswert, die asiatischen Spot-LNG-Preise sogar rund 45 Prozent darüber – beides die höchsten Zweitquartalswerte seit der Energiekrise 2022. Seither ist der Preisdruck eher gestiegen als gesunken: Der TTF-Frontmonatskontrakt kletterte bis Mitte August 2026 auf rund 62 bis 65 Euro je Megawattstunde, deutlich über dem Niveau von Anfang Juli, getrieben von anhaltenden Sorgen um die Wiederbefüllung der europäischen Speicher vor dem Winter. Das bleibt weiterhin klar unter dem Rekord von rund 350 Euro je Megawattstunde aus dem Krisenwinter 2022, markiert aber den höchsten Stand seit Mitte März 2026.

Auf EU-Ebene kommt eine weitere, bereits laufende Verschiebung hinzu. Die am 26. Januar 2026 verabschiedete und seit 3. Februar 2026 geltende Verordnung (EU) 2026/261 verbietet russisches Gas stufenweise: Neu- oder geänderte Verträge sind bereits seit dem 18. März 2026 untersagt, kurzfristige LNG-Lieferungen aus Altverträgen seit dem 25. April 2026, kurzfristiges Pipelinegas aus Altverträgen seit dem 17. Juni 2026. Erst für bestehende langfristige Lieferverträge gelten die späteren Stichtage 1. Januar 2027 (LNG) und 30. September 2027 (Pipelinegas). Letzterer kann sich bei nachgewiesener Gefährdung der nationalen Speicherziele auf den 1. November 2027 verschieben.

Die 50,43 Prozent vom 21. August geben damit weder Grund zur Entwarnung noch belegen sie eine drohende Gasmangellage. Sie markieren einen historisch niedrigen, aber nach aktueller Gesetzeslage nicht zwingend kritischen Zwischenstand in einem System, das sich seit der Russland-Krise grundlegend verändert hat. Niedrigere Zielwerte für die Gasspeicher, ein geringerer Verbrauch als vor der Krise und ein deutlich breiterer, aber inzwischen auch stärker von einer neuen geopolitischen Krise am Persischen Golf abhängiger Importmix prägen die Versorgungslage heute mehr als einzelne Prozentzahlen aus der Vergangenheit.

Quellen: Bundesnetzagentur; Bundesministerium für Wirtschaft und Energie; Gesetze im Internet; Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.; „Stand und Entwicklung der Versorgungssicherheit mit Erdgas“ (BNetzA, BMWK, 2024); „Gas Market Report, Q3-2026“ (IEA, 2026); Amtsblatt der Europäischen Union, 2026/261

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