Gasversorgung 2026: Warum die Lage stabil ist, aber Beschaffung wichtig bleibt

Speicherstand niedrig, Versorgung gesichert

Die deutschen Gasspeicher lagen am 15.06.2026 nach AGSI/GIE-Daten bei rund 37 Prozent beziehungsweise 90,86 TWh. Die Wiederbefüllung verläuft damit deutlich langsamer als in den Vorjahren: Zum 1. Juni 2025 lag der Füllstand bei etwa 40 Prozent, zum 1. Juni 2024 bei über 70 Prozent.

Trotz dieses unterdurchschnittlichen Niveaus stuft die Bundesnetzagentur die Versorgung als gesichert ein. Der niedrige Speicherstand wird abgepuffert durch Pipelinegas aus Norwegen, durch LNG sowie durch den europäischen Verbund. Die Speicher sind ein Puffer, nicht die einzige Bezugsquelle.

Für die Bewertung bedeutet das: Ein niedriger Füllstand allein signalisiert keine Versorgungslücke. Maßgeblich ist das Zusammenspiel aus laufenden Importen und Speicherreserve.

Woher das Gas kommt: Importe und Verbrauch 2025

Der gesamte Gasverbrauch in Deutschland lag 2025 laut Bundesnetzagentur-Jahresrückblick bei 864 TWh. Das sind 2,2 Prozent mehr als 2024 (845 TWh), aber rund 13,5 Prozent unter dem Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021. Der Verbrauch teilt sich auf in 60 Prozent Industrie und 40 Prozent Haushalte und Gewerbe.

Importiert wurden 2025 insgesamt 1.031 TWh. Die wichtigsten Lieferländer waren Norwegen mit 44 Prozent, die Niederlande mit 24 Prozent und Belgien mit 21 Prozent. Über die deutschen LNG-Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin und Mukran kamen 106 TWh, das entspricht 10,3 Prozent der Importe.

Die Bezugsbasis ist damit breit gestreut. Der industrielle Anteil von 60 Prozent am Verbrauch macht deutlich, dass die Beschaffungskonditionen vor allem für gewerbliche und industrielle Abnehmer ein relevanter Kostenfaktor sind.

Gelockerte Füllstandsziele: was beschlossen ist

Sowohl auf nationaler als auch auf EU-Ebene wurden die Befüllungsvorgaben 2025 abgesenkt.

Die deutsche Gasspeicherfüllstandsverordnung (GasSpFüllstV) wurde am 30.04.2025 im Kabinett beschlossen und ist seit dem 05.05.2025 in Kraft. Das Füllstandsziel zum 1. November sank im Standardfall von 90 auf 80 Prozent. Für bestimmte Porenspeicher (Bad Lauchstädt, Frankenthal, Hähnlein, Rehden, Stockstadt, Uelsen) gilt ein Ziel von 45 Prozent. Die Regelung gilt zunächst bis 31.03.2027, Rechtsgrundlage sind die §§ 35a ff. EnWG.

Auf EU-Ebene wurde die Gasspeicherverordnung (EU/2022/1032) bis zum 31.12.2027 verlängert. Das EU-Parlament stimmte am 08.05.2025 mit 425 Ja-Stimmen, 106 Nein-Stimmen und 43 Enthaltungen zu. Das Befüllungsziel wurde von 90 auf 83 Prozent flexibilisiert und kann zu einem beliebigen Zeitpunkt zwischen 1. Oktober und 1. Dezember erreicht werden. Zwischenziele wurden gestrichen, eine Abweichung von bis zu 10 Prozentpunkten ist möglich.

Beide Lockerungen sind beschlossen und gültig. Sie erklären den Spielraum, der den langsameren Befüllungspfad 2026 rechtlich zulässt.

Preise und Kosten: Großhandel, CO2 und Endkunde

Großhandelspreise schwanken und sind keine amtlichen Werte; die folgenden Angaben sind als Schätzung zum jeweiligen Stand zu verstehen und stellen keine Anlageberatung dar.

Der TTF-Front-Month lag am 04.06.2026 bei 48,76 EUR/MWh und ging anschließend auf rund 41,5 EUR/MWh zurück, ein Einbruch von über 18 Prozent nach einer Hormus-Einigung zwischen den USA und dem Iran. Die Spanne im Juni 2026 lag damit bei etwa 41 bis 49 EUR/MWh. Für das zweite Halbjahr 2026 erwartet der Markt rund 37 EUR/MWh; bei einer erneuten Hormus-Eskalation werden 55 bis 75 EUR/MWh als Risikoszenario genannt. Diese Prognose ist mit niedriger Sicherheit belegt.

Beim Endkunden lagen die Neukundenpreise im Juni 2026 nach Marktbeobachtung im Durchschnitt bei etwa 9,4 ct/kWh, rund 0,2 ct unter Mai 2026. Der BDEW weist darauf hin, dass die Gaspreise seit Anfang März spürbar gestiegen, aber deutlich unter dem Niveau von 2022 sind.

Bei den staatlichen Komponenten gibt es zwei gegenläufige Effekte. Die Gasspeicherumlage der Trading Hub Europe (THE) ist seit dem 01.01.2026 abgeschafft; zuvor lag sie ab dem 01.07.2025 bei 2,89 EUR/MWh (0,289 ct/kWh). Die Finanzierung der Mindestfüllstände läuft seither über Bundeshaushalt und KTF. Der nationale CO2-Preis auf Erdgas (BEHG/nEHS) wird 2026 versteigert, in einem beschlossenen Preiskorridor von 55 bis 65 EUR/t CO2 (2025: fester Preis 55 EUR/t). Je 10 EUR/t entspricht das einem Aufschlag von bis zu rund 0,22 ct/kWh auf Erdgas. Ab 2027 ist der Übergang in das EU-ETS 2 mit marktbasierten Preisen vorgesehen.

Was das für Ihre Beschaffung bedeutet

Die Versorgungsfrage ist 2026 nicht der kritische Punkt, die Beschaffungsentscheidung schon. Daraus ergeben sich konkrete Prüfschritte:

Erstens: Trennen Sie Versorgungsrisiko und Preisrisiko. Der niedrige Speicherstand von rund 37 Prozent (15.06.2026) gefährdet die Belieferung laut Bundesnetzagentur nicht, kann aber die Volatilität der Großhandelspreise erhöhen.

zweitens: Prüfen Sie die staatlichen Preisbestandteile in Ihren Angeboten getrennt. Die THE-Speicherumlage entfällt seit 01.01.2026 (vorher 0,289 ct/kWh); ein noch ausgewiesener Posten gehört korrigiert. Der CO2-Aufschlag bewegt sich 2026 im Korridor 55 bis 65 EUR/t und ist damit nach oben begrenzt, anders als ab 2027 unter dem EU-ETS 2.

Drittens: Bewerten Sie Beschaffungsfenster anhand der Marktspanne. Die genannten Großhandelswerte von rund 41 bis 49 EUR/MWh im Juni 2026 und die Halbjahresprognose von etwa 37 EUR/MWh sind schwankende Marktgrößen mit Stand-Angabe, keine garantierten Niveaus. Das Risikoszenario von 55 bis 75 EUR/MWh zeigt die mögliche Bandbreite bei geopolitischer Eskalation.