Gasspeicher Deutschland Januar 2026: Füllstand, Risiko & Versorgungslage

Gasspeicher Deutschland im Januar 2026: Kritischer Füllstand, reale Risiken und warum die Versorgung trotzdem noch hält

Stand: 26.01.2026

Hinweis: Gasspeicherdaten ändern sich täglich. Aktuelle Werte unter agsi.gie.eu und bundesnetzagentur.de abrufbar.


Die deutschen Gasspeicher sind Ende Januar 2026 nur noch zu rund 37–40 Prozent gefüllt. Das ist deutlich weniger als in den Vorjahren und markiert eine der angespanntesten Speicherlagen seit Beginn der europäischen Energiekrise. Gleichzeitig betonen Behörden und Netzbetreiber, dass die Gasversorgung aktuell gesichert sei. Diese scheinbar widersprüchlichen Aussagen lassen sich nur verstehen, wenn man die Rolle der Gasspeicher, die neue Importstruktur und die Wetterabhängigkeit des Systems gemeinsam betrachtet.

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Der niedrige Speicherstand ist kein akuter Notfall, aber ein strukturelles Warnsignal. Er zeigt, wie verletzlich das deutsche Gasversorgungssystem bleibt, sobald mehrere ungünstige Faktoren zusammenkommen: unzureichende Herbstbefüllung, hohe Winterentnahmen und begrenzte Importspielräume bei extremer Kälte.

✅ Das Wichtigste in Kürze

  • Füllstand: Ende Januar 2026 rund 37–40 Prozent – deutlich unter Vorjahr und Vorkrisenniveau.
  • Versorgung: Kurzfristig stabil durch LNG, Norwegen und EU-Importe.
  • Hauptproblem: Zu niedrige Speicherbefüllung vor dem Winter 2025/26.
  • Risiko: Anhaltende Extremkälte könnte Speicher schneller leeren als kompensierbar.
  • Kernfrage: Sind Gasspeicher noch Reserve – oder längst systemrelevant?

1) Aktueller Gasspeicherstand Ende Januar 2026

Nach den Daten der europäischen Transparenzplattform AGSI+ liegt der bundesweite Speicherfüllstand aktuell bei etwa 37 bis 40 Prozent. Das entspricht rund 93 Terawattstunden Arbeitsgas. Zum Vergleich: Ende Januar 2025 waren die Speicher noch zu etwa 65 Prozent gefüllt, in den Jahren vor der Energiekrise häufig sogar darüber.

Der Rückgang verläuft derzeit mit einer Geschwindigkeit von rund 0,4 bis 0,6 Prozentpunkten pro Tag, in Kältephasen bis zu 1,3 Prozentpunkte. Bei kalten Witterungsphasen können die täglichen Entnahmen deutlich höher ausfallen. Entscheidend ist dabei nicht nur der absolute Füllstand, sondern die Frage, wie schnell die Speicher geleert werden und ob Importe diese Entnahmen ausgleichen können.

📊 Gasspeicher Deutschland: Einordnung & Interpretation der aktuellen Daten

Die folgenden Auswertungen basieren auf den offiziellen Lageberichten der Bundesnetzagentur, die ihre Daten von den Betreibern der Erdgasspeicher über die europäische Transparenzplattform AGSI+ bezieht. Die Grafiken werden werktäglich aktualisiert und gelten als vorläufig.

  • Gesamtüberblick zur Gasversorgung:
    Der zentrale Lagebericht der Bundesnetzagentur bietet eine tagesaktuelle Bewertung der Versorgungssicherheit, Importströme, Speicherentwicklung und Marktsituation. Zur aktuellen Gasversorgung der Bundesnetzagentur
  • Jahresverlauf der Gasspeicherfüllstände:
    Die Jahresgrafik zeigt die Entwicklung der Speicherstände im Zeitverlauf und macht sichtbar, wie stark die Speicher seit Beginn der Heizperiode durch Ausspeicherung beansprucht werden. Grafik: Speicherfüllstand im Jahresverlauf
  • 30-Tage-Übersicht der täglichen Veränderungen:
    Diese Darstellung zeigt die täglichen Zu- und Abnahmen der Speicherfüllstände. Überwiegen negative Werte, bedeutet dies eine Nettoentnahme zur Deckung des laufenden Verbrauchs. Grafik: Tägliche Veränderung der Speicherfüllstände

Einordnung: Die aktuellen Werte von rund 37–40 % Speicherfüllstand liegen oberhalb der gesetzlichen Mindestvorgabe zum 1. Februar, zeigen jedoch eine begrenzte Reserve für längere Kältephasen. Entscheidend ist weniger der absolute Füllstand als das Zusammenspiel aus Speicherentnahmen, Importen (Pipelinegas und LNG) und Witterung.

Rechtlicher Rahmen: Die Zielvorgaben ergeben sich aus der Gasspeicherfüllstandsverordnung (§ 1 i. V. m. § 35a ff. EnWG). Abweichende Schwellen gelten für einzelne Porenspeicher sowie für die vier bayerischen Speicheranlagen.

Hinweis zur Datenqualität: Nachmeldungen der Speicherbetreiber können zu rückwirkenden Anpassungen führen. Das ausgewiesene Arbeitsgasvolumen stellt die gesicherte Kapazität dar und entspricht nicht in jedem Fall der physikalisch maximal möglichen Speichermenge.

Quelle: Bundesnetzagentur, AGSI+ · letzte Aktualisierung: 23.01.2026

2) Welche Rolle Gasspeicher heute tatsächlich spielen

Gasspeicher werden oft als reine Reserve für Krisenfälle wahrgenommen. Tatsächlich sind sie jedoch ein zentraler Bestandteil der täglichen Versorgung. Im Mittelwinter decken Speicher etwa 35–40 Prozent des Tagesbedarfs. Bei Extremkälte kann dieser Anteil auf über 60 Prozent ansteigen – genau dann, wenn Speicher am vulnerabelsten sind. Importe allein reichen nicht aus, um den Verbrauch an kalten Tagen zu decken.

Das bedeutet: Sinkende Speicherstände sind nicht erst dann problematisch, wenn sie nahe Null liegen. Bereits bei niedrigen Füllständen sinkt die maximale Ausspeicherungsleistung – genau dann, wenn sie bei Kälte am dringendsten gebraucht wird.

⚠️ Vertiefung: Bayern-Speicher & Gasdruck – das unterschätzte Kernrisiko

Die bundesweite Debatte über niedrige Gasspeicherstände greift zu kurz, wenn sie sich auf Durchschnittswerte oder einzelne prominente Speicher konzentriert. Zwei Aspekte sind für die tatsächliche Versorgungslage entscheidend – und im öffentlichen Diskurs bislang unterrepräsentiert: die kritische Situation der bayerischen Porenspeicher sowie die physikalische Gasdruck-Mechanik, die unterhalb bestimmter Füllstände die Entnahmeleistung begrenzt.

  • Bayerische Speicher deutlich unter Zielwert:
    Die vier bayerischen Porenspeicher (Wolfersberg, Inzenham-West, Breitbrunn, Bierwang) liegen Ende Januar 2026 bei rund 25 % Gesamtfüllstand – vorgeschrieben wären 40 % zum 1. Februar. Besonders kritisch ist Wolfersberg mit nur rund 6 % Füllstand. Damit verfehlen mehrere bayerische Speicher ihre Zielwerte deutlicher als der oft zitierte Speicher Rehden.
  • Strategische Bedeutung Bayerns:
    Bayern stellt etwa 12,5 % der deutschen Gasspeicherkapazität und liegt zugleich nahe an energieintensiven Industriezentren sowie an den Versorgungsachsen Richtung Österreich und Schweiz. Die süddeutschen Speicher gelten ausdrücklich als relevant für die grenzüberschreitende Versorgungssicherheit.
  • Drohender Kapazitätsverlust ab 2027:
    Für die Speicher Wolfersberg (BayernUGS) und Breitbrunn (Uniper Energy Storage) wurden Stilllegungen zum Frühjahr 2027 beantragt. Begründet werden sie mit mangelnder Wirtschaftlichkeit. Sollte es dazu kommen, verliert Bayern zwei seiner größten Speicherstandorte – mit unmittelbaren Folgen für die regionale und europäische Versorgung.
  • Gasdruck als physikalisches Limit:
    Gasspeicher funktionieren nicht linear nach Prozentwerten. Sinkt der Füllstand unter etwa 50 %, nimmt der Druck im Speicher ab. Die Folge: Die maximale Ausspeicherleistung pro Tag sinkt. Deutschland liegt aktuell mit rund 38 % bereits unter dieser Schwelle.
  • Besonderes Risiko bei Porenspeichern:
    Alle bayerischen Speicher sind Porenspeicher. Sie verfügen zwar über große Volumina, weisen aber eine geringere Entnahmeleistung und eine stärkere Druckabhängigkeit auf als Kavernenspeicher. Zudem ist ein erheblicher Teil des Gases als Kissengas technisch nicht nutzbar.
  • Konsequenz im Extremfall:
    Bei einer länger anhaltenden Kälteperiode könnten Importmengen (Pipelinegas, LNG) und Speicherleistung gemeinsam nicht ausreichen, um kurzfristige Spitzenlasten zu decken. Das Gas ist mengenmäßig noch vorhanden – kommt aber nicht schnell genug ins Netz.

Einordnung: Die aktuelle Lage stellt keine akute Mangelsituation dar, offenbart jedoch eine strukturelle Verwundbarkeit des Systems. Insbesondere Süddeutschland ist stärker betroffen, als es bundesweite Durchschnittswerte vermuten lassen. Prozentzahlen allein bilden dieses Risiko nicht ab.

Quellen & weiterführende Analysen:

3) Warum die Speicher so leer sind

Die zentrale Ursache liegt nicht im Januar 2026, sondern im Herbst 2025. Deutschland startete die Heizperiode mit lediglich rund 75 Prozent Speicherfüllstand. Damit wurde die offizielle Mindestvorgabe zwar knapp erreicht, das frühere Sicherheitsniveau von 90 bis 95 Prozent jedoch deutlich verfehlt.

Hintergrund ist ein wirtschaftliches Problem: Private Speicherbetreiber hatten kaum Anreize, Gas teuer einzukaufen und einzulagern. Staatliche Einspeicherhilfen wie 2022 existierten nicht mehr, während die regulatorischen Vorgaben gelockert wurden. Das Ergebnis war eine betriebswirtschaftlich rationale, aber systemisch riskante Unterbefüllung.

4) Winterverbrauch und Entnahmedynamik

Der Gasverbrauch im Winter reagiert extrem sensibel auf die Temperatur. Schon wenige Grad unter dem saisonalen Mittel erhöhen den Tagesverbrauch massiv. An milden Wintertagen liegt der Gesamtverbrauch bei rund 3 Terawattstunden, bei normalem Winterwetter bei etwa 4 Terawattstunden. In Kältephasen steigt er auf über 5 Terawattstunden pro Tag.

Die Importkapazitäten bleiben dabei relativ konstant. Die Differenz zwischen Verbrauch und Importen wird fast vollständig aus den Speichern gedeckt – ein Mechanismus, der bei niedrigen Füllständen zunehmend an seine Grenzen stößt.

5) LNG, Norwegen und EU-Pipelines: Die neue Importstruktur

Die Versorgungssicherheit stützt sich heute auf drei Säulen. Erstens auf Pipelinegas aus Norwegen, das inzwischen rund 40 bis 44 Prozent der deutschen Importe ausmacht und nahe der technischen Kapazitätsgrenze gefördert wird. Zweitens auf Gasflüsse aus den Niederlanden und Belgien, die teilweise ebenfalls LNG einspeisen. Drittens auf eigene LNG-Terminals in Wilhelmshaven und Brunsbüttel.

Diese LNG-Infrastruktur ist der entscheidende Unterschied zu früheren Krisen. Deutschland kann heute rund zehn Prozent seines Gasbedarfs über LNG decken. Das stabilisiert die Versorgung erheblich – ersetzt jedoch keine voll gefüllten Speicher, da LNG-Mengen kurzfristig nicht beliebig steigerbar sind.

6) Szenarien für den weiteren Winterverlauf

Milder oder normaler Winter: Die Speicher sinken weiter, bleiben aber oberhalb kritischer Schwellen. Die Versorgung bleibt gesichert, Preissignale bleiben moderat.

Deutlich kälterer Winter: Bei anhaltender Kälte könnten die Speicher deutlich schneller entleert werden. In diesem Fall würden zunächst die Großhandelspreise stark steigen, bevor industrielle Lasten reduziert würden.

Extremwinter: Ein Winter wie 2010 würde die Speicher in kurzer Zeit stark entleeren. In diesem Szenario wären Marktmechanismen allein nicht mehr ausreichend, um die Versorgung ohne Eingriffe aufrechtzuerhalten.

7) Der Sonderfall Rehden und regionale Risiken

Besonders kritisch ist die Lage im Gasspeicher Rehden in Niedersachsen, dem größten Speicher Deutschlands. Er ist nur noch zu rund 11 Prozent gefüllt. Rehden ist ein Porenspeicher mit sehr langsamer Ein- und Ausspeicherungsrate und erfüllt eine zentrale Funktion für Nord- und Mitteldeutschland.

Auch wenn andere Speicher besser gefüllt sind, zeigt Rehden ein strukturelles Problem: Große saisonale Speicher lassen sich nicht kurzfristig „retten“, wenn sie zu Beginn des Winters zu leer sind.

8) Auswirkungen auf Gaspreise, Haushalte und Industrie

Für Haushalte sind kurzfristig keine drastischen Preissteigerungen zu erwarten, da viele Verträge preisgebunden sind. Neukunden und industrielle Großverbraucher reagieren jedoch unmittelbar auf steigende Großhandelspreise. In angespannten Lagen sind Preissteigerungen das erste Signal, das Nachfrage dämpfen soll.

Industrieunternehmen verfügen teils über langfristige Lieferverträge, dennoch bleibt Gas ein Kostenfaktor mit hoher strategischer Bedeutung für die Wettbewerbsfähigkeit.

9) Das strukturelle Versorgungsproblem hinter der aktuellen Lage

Die aktuelle Situation macht deutlich: Das Kernproblem ist nicht der Januar 2026, sondern das System dahinter. Deutschland ist dauerhaft auf Speicher angewiesen, die wirtschaftlich attraktiv befüllt werden müssen. Ohne klare politische Instrumente bleibt das Land wetterabhängig – selbst bei guter Importinfrastruktur.

10) Fazit und energiepolitischer Ausblick

Fazit

Deutschland befindet sich Ende Januar 2026 nicht in einer akuten Gasmangellage, aber in einer Phase erhöhter Verwundbarkeit. Die Versorgung hält – dank LNG, Norwegen und europäischer Integration. Gleichzeitig zeigt der niedrige Speicherstand, dass die Wintervorsorge strukturell unzureichend war. Die Lehre aus diesem Winter ist klar: Speicher müssen wieder als strategische Infrastruktur behandelt werden, nicht als rein marktwirtschaftliche Option.

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📊 Quellen & Datenbasis – Gasspeicher Deutschland (Stand: Januar 2026)

AGSI+ – Gas Infrastructure Europe (GIE): Zentrale europäische Transparenzplattform für tagesaktuelle Speicherfüllstände, EU-Vergleiche und Einzelstandorte (z. B. Rehden).
agsi.gie.eu

Bundesnetzagentur (BNetzA): Offizielle Lageberichte zur Gasversorgung, tägliche Speicher-, Verbrauchs- und Importdaten sowie Bewertung der Versorgungssicherheit.
bundesnetzagentur.de

BDEW – Erdgasdaten aktuell: Branchenberichte zu Gasverbrauch, Importströmen (Norwegen, LNG), Speicherentwicklung und Haushalts-Gaspreisen.
bdew.de (PDF)

INES – Initiative Energien Speichern: Szenario-Modelle für den Winter 2025/26 (mild, normal, extrem kalt) inkl. Risikoanalyse bei Unterbefüllung.
energien-speichern.de

SEFE Storage – Speicherstandort Rehden: Technische Daten und operative Informationen zum größten deutschen Porenspeicher.
sefe-storage.de

NDR – Energie & Wirtschaft: Journalistische Einordnung der aktuellen Speicherlage inkl. regionaler Engpässe (Rehden, Bayern).
ndr.de

ZDFheute: Bewertung der Versorgungssicherheit durch die Bundesnetzagentur trotz niedriger Speicherstände.
zdfheute.de

stern – Wirtschaft: Vergleich der Speicherstände mit Vorjahr und Vorkrisenniveau.
stern.de

Hinweis: Alle Prozent-, TWh- und Szenarioangaben im Artikel basieren auf diesen öffentlich zugänglichen Primär- und Sekundärquellen. Tageswerte können sich durch nachträgliche Validierung geringfügig ändern.

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