Gasspeicher
Die letzten Jahre stellten die Betreiber von Gasspeichern in Deutschland und auch in Europa vor ganz besondere Herausforderungen. Der Markt war und ist gekennzeichnet durch Überkapazitäten. Dies betrifft nicht nur die Volumenkapazität (AGV), sondern auch die Leistung. Für die Ausspeicherleistung ist dies in der folgenden Abbildung illustrativ dargestellt.
Ein intensiver Wettbewerb, veränderte Marktbedingungen und die im Asset-Geschäft typische Kombination von geringen variablen Kosten und mit hohen Kapitalkosten haben in vielen Fällen zu Marktpreisen geführt, die nicht annähernd die Vollkosten decken. Zugleich wird den Gasspeichern ein hoher Wert zuerkannt, nicht nur für die Erfüllung der „traditionellen“ Speicherfunktionen wie die Herstellung des saisonalen Swing und die Deckung von Bedarfsspitzen. Gasspeicher stellen eine Versicherung gegen unvorhergesehene Ereignisse dar, wie z.B. durch die Bereitstellungen zusätzlicher Mengen und Leistungen bei Extremwetterereignissen sowie Produktions- oder Leitungsausfällen. Dieser Wert kann zurzeit bei der Vermarktung von Speicherkapazität jedoch nicht monetisiert werden.
Ungewisse Aussichten
Es gibt verschiedene Entwicklungen im europäischen Gasmarkt, die in ihren Auswirkungen auf den Speichermarkt gegenläufig sind und zu einer hohen Unsicherheit für die Zukunft der Gasspeicher führen. Kurz- bis mittelfristig wird die europäische Gasproduktion weiter zurückgehen und mit ihr auch ihr saisonaler Swing, was an und für sich den Bedarf an Speichern erhöht. Dagegen steht der Trend zu einem geringeren Gasverbrauch, der den Speicherbedarf reduziert. Langfristig wird Gasspeichern zum Teil auch eine Schlüsselrolle für die Sektorkopplung zugeschrieben – als langfristiger und großvolumiger Speicher für die gasförmige Speicherung überschüssiger Strommengen aus erneuerbarer Produktion. Ob die Gasspeicher im Rahmen der Energiewende in Zukunft genutzt werden, hängt auch stark von politischen Weichenstellungen ab.
Drängende Fragen
In diesem Zusammenhang stellen sich vor allem für Speicherbetreiber, Speichernutzer und Speichereigentümer, für Investoren und nicht zuletzt auch für politische Akteure maßgebliche Fragen, wie z.B.:
- Was sind die relevanten Einflussfaktoren für die Entwicklung des Gasspeichermarkts in Deutschland und Europa?
- Wie werden sich Auslastung der Speicher, Preise, Erlöse und Kosten entwickeln?
- Welche Speicheranlagen würden eine Konsolidierungsphase am ehesten überstehen?
- Gibt es unterbewertete Speicher-Assets, deren Erwerb sich lohnt?
- Müssen auf bestimmte Speicheranlagen Wertberichtigungen vorgenommen werden, und ggf. in welcher Höhe?
- Was sind die in Zukunft relevanten und einträglichen Speicherprodukte?
- Wie sollten die politischen Rahmenbedingungen gesetzt sein, damit sichergestellt ist, dass es in Zukunft weder zu hohen Überkapazitäten noch zu einem Mangel an Gasspeicherkapazität kommt?
- Wie kann die Speicherbranche ihre Anliegen in die politische Diskussion einbringen?
Beratungsleistungen
Vor diesem Hintergrund bieten wir die folgenden Beratungsleistungen an:
- Benchmarking von Gasspeichern
- Evaluierung von Investitions- oder Desinvestitionsvorhaben
- Due Diligence für Investoren
- Unterstützung von Preisrevisions- und Schiedsverfahren für Speicher- oder Flexibilitätsverträge
- Marktanalysen und Entwicklungsszenarien für den Gasspeichermarkt
- Strategieentwicklung für Speicherbetreiber
- Entwicklung von Speicherprodukten
Publikationen
Speicherfüllstände KW 39
- Veränderungen gegenüber der letzten Woche:
- 2 Speicher haben die Füllstandsvorgabe erreicht (UGS Etzel EGL und UGS EWE-Zone L),
- 3 Speicher können die Füllstandsvorgabe nicht mehr erreichen: UGS Rehden sowie UGS Nüttermoor H-2 und H-5.
- Die Gesamteinspeicherung im Zeitraum 20.09–26.09: 1,89 TWh,
- Durchschnittlicher Füllstand: 58,4 %.
- Im Wochenvergleich sind die durchschnittlichen Einspeicherungen um 30 % zurückgegangen; derzeit sind nur 5,9 % der technischen Einspeicherkapazität benutzt.
- 11 Speicher hatten einen negativen Einspeichersaldo; insgesamt wurden aus diesen Speichern 503 GWh ausgespeichert, davon 171,5 GWh in UGS Haidach und 247,6 GWh in UGS Jemgum H (SEFE).
- Die Erdgasspeicher in Deutschland und zwei Speicherstandorte in Österreich (7 Fields und Haidach, die an das deutsche Fernleitungsnetz angeschlossen sind) werden anhand ihrer Aussichten auf das Erreichen der vorgeschriebenen Speicherfüllstände erfasst und kategorisiert. Einige Speicher werden zu Clustern zusammengefasst, wenn sie geografisch nahe beieinander liegen (was an drei verschiedenen Standorten der Fall ist: EPE, Etzel und Nüttermoor/Jemgum).
- 19 von 48 Speichern haben die Füllstandvorgabe bereits erreicht (dunkelgrüne Kategorie). Viele Speicher befinden sich in der hellgrünen Kategorie, was bedeutet, dass der Zielfüllstand des jeweiligen Speichers bis zum 1. November erreicht werden kann, wenn in der verbleibenden Zeit bis zum 1. November täglich durchschnittlich bis zu 75 % der technischen Einspeicherkapazität genutzt werden. Speicher, die tägliche Einspeicherungen von mehr als 75 % der technischen Einspeicherkapazität erfordern (im Durchschnitt bis zum 1. November), befinden sich in der gelben Kategorie.
- Vier Porenspeicher in Süddeutschland können den Zielfüllstand nicht mehr erreichen, selbst wenn die technische Einspeicherkapazität an jedem verbleibenden Tag bis zum 1. November voll ausgeschöpft würde (rote Kategorie). Zudem können Nüttermoor H-2 und H-5 und UGS Rehden die Speicherfüllstandsvorgabe nicht mehr erreichen.
- In den letzten 7 Tagen wurden durchschnittlich 270 GWh/Tag eingespeichert. Dieser Wert liegt deutlich unter dem Wert von 1.112 GWh/Tag, der in der verbleibenden Zeit bis 1. November im Durchschnitt erreicht werden müsste, um die Füllstandsvorgaben zu erreichen.
- Die aktuellen Preissignale bieten kaum Anreize für die Einspeicherung von Gas: zum 25.09. liegt der Spotmarktpreis um €4,01/MWh über dem Preis für den Vertrag für das Q1‘27.
- Für November 2026 ist aktuell der JKM Preis €4,11/MWh höher als der THE Preis, d.h. der asiatische Markt wird attraktiver für LNG-Lieferungen. Für Dezember liegt der Preisspread aktuell nah an der Nulllinie, wodurch beide Märkte zu Beginn des Winters gleichermaßen attraktiv sind. (Datenstand 25.09.2026).
- Abschließend lässt sich feststellen, dass die Erreichung der angestrebten Füllstände für viele Speicher technisch zwar noch möglich ist, unter den gegebenen Marktbedingungen (Saisonale Spreads und tägliche Einspeicherungen) jedoch davon auszugehen ist, dass mehrere Speicher den vorgeschriebenen Füllstand bis zum 1. November nicht erreichen werden.
Energiemarktradar (12. Ausgabe, September 2026)
Die jüngste Ausgabe unseres Energiemarktradars ist erschienen und kann hier heruntergeladen werden. Die aktuelle Situation wirkt wie eine Wette auf einen milden Winter und einen gegenüber Europa und Deutschland mild gestimmten US-Präsidenten.
In der aktuellen Ausgabe zeigen wir, dass
- Der aktuelle durchschnittlicher Füllstand über alle betrachteten Speicher derzeit 57 % beträgt und sich die täglichen Einspeicherungen in der letzten Woche (276 GWh/Tag) im Vergleich zur Vorwoche (578 GWh/Tag) fast halbiert haben
- die Berichte über eine Anweisung des BMWE an die SEFE die Speicher zu befüllen sich durch die jüngsten Einspeicherungen nicht belegen lassen
- Die Situation in Süddeutschland deutlich kritischer als im Norden Deutschlands ist. Dies könnte unter ungünstigen Wetterbedingungen (längere Dunkelflauten) auch zu einem Problem für die gasbasierte Stromversorgung mit einer installierten Kapazität in Bayern und Baden-Württemberg von 8,5 GW werden.
Speicherfüllstände KW 38
- Veränderungen gegenüber der letzten Woche:
- 3 Speicher haben das Ziel erreicht (UGS Etzel EDF (VGS), UGS Nüttermoor H-3, VSP Nord),
- Die Gesamteinspeisung im Zeitraum 10.09.–16.09.: 1,9 TWh,
- Durchschnittlicher Füllstand: 57 %.
- Im Wochenvergleich sind die durchschnittlichen Einspeicherungen um 43 % zurückgegangen.
- 11 Speicher hatten einen negativen Einspeisesaldo; insgesamt wurden aus diesen Speichern 438,7 GWh ausgespeichert, davon 244,4 GWh in UGS Haidach.
- Die Erdgasspeicher in Deutschland und zwei Speicherstandorte in Österreich (7 Fields und Haidach, die an das deutsche Fernleitungsnetz angeschlossen sind) werden anhand ihrer Aussichten auf das Erreichen der vorgeschriebenen Speicherfüllstände erfasst und kategorisiert. Einige Speicher werden zu Clustern zusammengefasst, wenn sie geografisch nahe beieinander liegen (was an drei verschiedenen Standorten der Fall ist: EPE, Etzel und Nüttermoor/Jemgum).
- 17 von 48 Speichern haben die Füllstandvorgabe bereits erreicht (dunkelgrüne Kategorie). Viele Speicher befinden sich in der hellgrünen Kategorie, was bedeutet, dass der Zielfüllstand des jeweiligen Speichers bis zum 1. November erreicht werden kann, wenn in der verbleibenden Zeit bis zum 1. November täglich durchschnittlich bis zu 75 % der technischen Einspeicherkapazität genutzt werden. Speicher, die tägliche Einspeicherungen von mehr als 75 % der technischen Einspeicherkapazität erfordern (im Durchschnitt von aktuellen Datenstand bis zum 1. November), befinden sich in der gelben Kategorie.
- Vier Porenspeicher in Süddeutschland können den Zielfüllstand nicht mehr erreichen, selbst wenn die technische Einspeicherkapazität an jedem verbleibenden Tag bis zum 1. November voll ausgeschöpft würde (rote Kategorie).
- Der Untergrundspeicher Rehden hat eine Füllstandvorgabe von nur 45 %; aktuell beträgt der Füllstand 9,6 %. Außerdem sind nur 43 % der vermarktbaren Kapazität gebucht. Die Einspeisungen am Standort Rheden bleiben gering (im Durchschnitt wurden in den letzten 7 Tagen nur 3,7 % der Einspeisekapazität genutzt). Von heute bis zum 1. November müssten durchschnittlich 98 % der Einspeicherkapazität des Speichers genutzt werden, um das Ziel zu erreichen. Wir halten es für äußerst unwahrscheinlich, dass die Füllstandsvorgabe erreicht wird.
- In den letzten 7 Tagen wurden durchschnittlich 276 GWh/Tag eingespeichert. Dieser Wert liegt deutlich unter dem Wert von 945 GWh/Tag, der in der verbleibenden Zeit bis 1. November im Durchschnitt erreicht werden müsste, um die Füllstandsvorgaben zu erreichen.
- Die aktuellen Preissignale bieten kaum Anreize für die Einspeicherung von Gas: zum 16.09. liegt der Spotmarktpreis um €2,95/MWh über dem Preis für den Vertrag für das Q1‘27.
- Der Platts-Preisspread zwischen JKM und TTF für Oktober 2026 (74,55 €/MWh gegenüber 78,84 €/MWh) weist für Oktober einen positiven Spread zugunsten Europas aus was LNG-Lieferungen nach Europa begünstigt. Für November (80,52 €/MWh gegenüber 79,16 €/MWh) wird aktuell ein negativer Spread verzeichnet, d.h. der asiatische Markt wird attraktiver (Datenstand 16.09.2026).
- Abschließend lässt sich feststellen, dass die Erreichung der angestrebten Füllstände für viele Speicher technisch zwar noch möglich ist, unter den gegebenen Marktbedingungen (Saisonale Spreads und tägliche Einspeicherungen) jedoch davon auszugehen ist, dass mehrere Speicher den vorgeschriebenen Füllstand bis zum 1. November nicht erreichen werden.
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
September 2026
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
September 2023
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
Juni 2023
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
März 2023
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
Januar 2023
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
Oktober 2021
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
Juli 2021
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
April 2021
Aktuelle Gasspeicherfüllstände in Deutschland
März 2021
Aktuelle Gasspeicherfüllstände
September 2020
Aktuelle Gasspeicherfüllstände
Juni 2020
Wie geht es mit den deutschen Speicherfüllständen weiter?
Februar 2020
Die Vorsorge gegen eventuelle Lieferengpässe bei einer Einstellung der Transite durch die Ukraine zum vergangenen Jahreswechsel war einer der Gründe für die hohen Einspeicherungen in die deutschen Gasspeicher in der vergangenen Einspeichersaison. Zum Beginn der aktuellen Ausspeichersaison erreichten die Speicher einen historisch hohen Füllstand von über 99% (226 TWh auf Basis der von der AGSI veröffentlichten Daten).
Im bisherigen Winter 2019/20 waren bedingt durch das Ausbleiben einer Kältewelle nur sehr geringe Ausspeicherungen zu verzeichnen. Der Füllstand der deutschen Speicher liegt auch zum Beginn des Februars bei ca. 87%. Die übliche Bandbreite bewegt sich zu diesem Zeitpunkt zwischen 55% und 65%.
Die Versorgungslage hat sich in den vergangenen Wochen jedoch nicht grundlegend geändert. Gasflüsse aus Russland durch die Nord Stream sowie über Mallnow sind konstant geblieben. Lediglich der Transit durch die Ukraine ist trotz einer Einigung im Transitstreit seit Anfang des Jahres deutlich zurückgegangen. Die Versorgungslage ist durch die geringe saisonale Nachfrage und die hohen Einspeisungen aus LNG Terminals Nordwesteuropa allerdings sichergestellt.
Um die Füllstände der Speicher zum Anfang April zu simulieren, wurden die täglichen Ausspeicherungen der Jahre 2017/18 (hohe Ausspeicherungen) und 2018/19 (niedrige Ausspeicherungen) zugrunde gelegt.
- Unter der Annahme, dass es im weiteren Verlauf des Winters noch zu hohen Ausspeicherungen kommt, ist ein Speicherfüllstand von ca. 100 TWh zu erwarten
- Im Gegensatz dazu wäre bei weiterhin niedrigen Ausspeicherungen am Ende des Winters ein Füllstand von ca. 170 TWh zu erwarten.
Im letzteren Fall ist auch mit einer geringen Gasnachfrage im kommenden Sommer zu rechnen. Bei einer gleichbleibend guten Versorgungssituation wird sich der Druck auf die Großhandelspreise weiter verstärken, so dass selbst historische Tiefststände nicht überraschen würden. Eine ähnliche Situation war in den Jahren 2014 und 2019 zu beobachten, als es am Ende des Winters hohe Speicherfüllstände und im Sommer entsprechend niedrige Großhandelspreise gab. Diese Vorzeichen lassen für 2020 eine hohe Auslastung von Gaskraftwerken erwarten.
Gasspeicherfüllstände im Januar 2019
Februar 2019
Zum Beginn des Januars hatten die deutschen Gasspeicher einen aggregierten Speicherfüllstand von 75 Prozent (174 TWh) und lagen damit gut 9 Prozentpunkte über dem Füllstand des Vorjahres. Im Verlauf des Monats sank der Füllstand um 14 Prozentpunkte ab und lag am Ende bei 61 Prozent (142 TWh). Dieser Wert lag weiterhin gut 9 Prozentpunkte über dem Füllstand zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres.
Mit Blick auf die täglichen Ausspeicherungen zeigte der Januar ein geteiltes Bild. In der ersten Monatshälfte wurden in der Spitze bis zu 1,4 TWh pro Tag ausgespeichert. In der zweiten Monatshälfte sanken die Temperaturen und die Ausspeicherungen steigerten sich deutlich, und erreichten in der Spitze bis zu 2,1 TWh pro Tag.
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