Gasspeicher: Wie leer sind sie und wird das zum Problem?

Gasspeicher sind große Anlagen unter und über der Erde, in denen Erdgas für eine gewisse Zeit gespeichert wird. Das Gas wird sowohl für den saisonalen als auch den kurzfristigen Ausgleich von Angebot und Nachfrage genutzt. Gasspeicher dienen als „Puffer“ und sorgen dafür, dass auch bei kurzfristigen Nachfragespitzen oder Lieferengpässen immer genügend Gas zur Verfügung steht. Sie sind damit ein wichtiger Bestandteil der Gasinfrastruktur und gewährleisten die Versorgungsicherheit.

Gasspeicher werden typischerweise in Zeiten niedriger Nachfrage, also im Sommer, befüllt. Im Winter, wenn wegen der Kälte mehr Erdgas verbraucht wird, werden die Speicher dann wieder entleert.

Es gibt verschiedene Arten von Gasspeichern: ober- und unterirdische Anlagen. Oberirdische Anlagen haben ein kleineres Speichervolumen und werden daher nur lokal und für kurzzeitige Einspeisungen genutzt. Um den stark schwankenden Verbrauch im Gasnetz bedienen zu können, nutzt man unterirdische Speicher. Diese Untergrundgasspeicher sind wesentlich größer und können ebenfalls in zwei Arten eingeteilt werden: Kavernen- und Porenspeicher.

Quelle: INES, Stand: April 2026

Kavernenspeicher sind künstlich angelegte Hohlräume die 500 bis 1.500 Meter unter der Erdoberfläche liegen. Sie entstehen, wenn Salzstöcke ausgesolt – also mit Wasser ausgespült - werden. Kavernenspeicher können ein Volumen von bis zu 800.000 Normkubikmeter erreichen und unter hohem Druck von teils über 140 bar Gas über Monate speichern. Sie sind besonders gut geeignet für Gasmengen, die schnell ein- und wieder ausgelagert werden müssen. Daher eignen sie sich optimal für den Ausgleich stark variierender, kurzfristiger Bedarfsschwankungen. Die geologischen Eigenschaften eines Salzstockes sorgen zudem für eine natürliche Abdichtung des Speichers. Kavernen gibt es aber nur da, wo es auch ausreichend große Salzstöcke gibt, weshalb diese Speicher in Deutschland nur nördlich der Mittelgebirge zu finden sind.

Als Porenspeicher werden natürliche Gesteinsformationen genutzt. Das sind poröse Sandsteinformationen oder ehemalige Erdöl- und Erdgaslagerstätten in 400 bis 2.000 Metern Tiefe. Diese findet man vor allem in Süd- und Mitteldeutschland. Das umliegende Gestein schließt das Gas sicher ein, sodass es keinerlei zusätzliche Ummantelung braucht. Es sorgt aber auch dafür, dass das Gas in diesen Anlagen nur sehr langsam zu- und abgeführt werden kann. Daher eignen sich Porenspeicher vor allem zum Ausgleich von längerfristigen, saisonalen Schwankungen.

Der größte deutsche Gasspeicher befindet sich im niedersächsischen Rehden und gehört dem staatlichen Energiekonzern SEFE. Dieser unterirdische Porenspeicher erstreckt sich in einer Tiefe von 2.000 Metern über eine Fläche von knappen acht Quadratkilometern. Das sind ganze 910 Fußballfelder. Mit fast vier Milliarden Kubikmeter Speichervolumen macht diese Anlage gut ein Fünftel der gesamten deutschen Gasspeicher-Kapazität aus.

Insgesamt gibt es 30 verschiedene Betreiber, die sich um die Gasspeicher in Deutschland kümmern - darunter auch die VNG-Tochter VNG Gasspeicher GmbH (VGS) und die EnBW Etzel Speicher GmbH. Letztere betreibt einen Gasspeicher im ostfriesischen Etzel-Salzstock, der 75 separate Kavernen beherbergt. Auch die VNG nutzt einen Teil der Etzel-Kavernen. Die weiteren Speicheranlagen der VGS liegen in Sachsen-Anhalt in Bad Lauchstädt und Bernburg. Diese werden gemeinsam als VGS Storage Hub (VSH) vermarktet.

Einen neuen Gasspeicher zu bauen ist aufwändig und teuer. Expert*innen schätzen die Kosten auf mehrere hundert Millionen Euro. Deshalb werden in Deutschland vor allem bereits bestehende Speicheranlagen aus- und umgebaut. Ein Beispiel dafür ist der Etzel-Salzstock. Laut dem Betreiber Storag Etzel bietet er Kapazitäten für bis zu 24 weitere Kavernen. Die sollen zukünftig auch zur Lagerung von Wasserstoff genutzt werden. Die EnBW Etzel Speicher GmbH will dieses Potenzial nutzen und hat dafür bereits 2025 einen Vertrag über den Bau und Betrieb von neuen Wasserstoff-Kavernenspeichern mit Storag Etzel abgeschlossen.

Eine Herausforderung beim Neubau von Kavernen ist beispielsweise die Abnahme der Sole – also dem salzhaltigen Wasser, dass bei der Erstbefüllung vom eingeleiteten Gas verdrängt wird. Zwar gibt es für die Sole Abnehmer (z.B. die chemische Industrie), aber nur in geringen Mengen. So kann es zum Beispiel in Mitteldeutschland über ein Jahr dauern, bis eine Kaverne das erste Mal vollständig befüllt ist.

Der Strompreis hängt vom Gaspreis ab. Das liegt am sogenannten Merit-Order-Prinzip. Es besagt: Das Kraftwerk, das als letztes zugeschalten wird, um die Stromnachfrage zu decken bestimmt den Preis für alle. Meist sind das Gaskraftwerke, da sie flexibel einsetzbar sind. Vor allem im Winter, wenn zum Beispiel Dunkelflaute herrscht – also wenig Wind weht und die Sonne nicht scheint – bestimmen Gaskraftwerke den Preis.

Wenn im Winter die Nachfrage nach Erdgas steigt, ziehen auch die Preise am Weltmarkt an. Im Frühjahr/Sommer sinken sie. Für Energieunternehmen lohnt es sich also im Sommer Erdgas zu beschaffen und es in Gasspeichern einzulagern.

Aktuell liegt der „Sommerpreis“ für Erdgas aber über dem sonst üblichen Niveau und gleichauf mit dem „Winterpreis“ – auch bedingt durch die Situation im Nahen Osten. Denn Katar, einer der größten Produzenten für verflüssigtes Erdgas (LNG) fällt derzeit aus. Etwa 8 % der LNG-Lieferungen in die EU stammen von dort.

Inwieweit sich all das auf die Endkundenpreise für Strom und Gas im kommenden Winter auswirkt, lässt sich zum jetzigen Zeitpunkt aber noch nicht vorhersagen.

Stand 16. April 2026 waren die deutschen Gasspeicher zu 23 % gefüllt. Damit liegen die aktuellen Füllstände auf einem historischen Tiefstwert.

Niedrigere Füllstände im Frühjahr sind normal. Sie zeigen, dass die Gasspeicher ihre Aufgabe erfüllen. Nämlich Schwankungen, zum Beispiel durch eine erhöhte Nachfrage und variierende Importmengen, auszugleichen. Sorge bereitet allerdings die Wiederbefüllung der Speicher. Aufgrund des Nahost-Kriegs ist verflüssigtes Erdgas (LNG), das sonst im Sommer immer günstiger einzukaufen war, aktuell viel teurer. Infolgedessen buchen die Händler – also die Kunden der Speicherbetreiber - keine Kapazitäten und es wird weniger Gas eingelagert als sonst zu dieser Zeit üblich.

Die niedrigen Füllstände könnten mit Blick auf den Winter 2026/2027 zum Problem werden. Laut Branchenverband INES bestehe ein „erhebliches Risiko für die Vorbereitung der kommenden Winterversorgung“. Denn die Wiederbefüllung der Speicher stockt, da Erdgas für den Winter aktuell günstiger zu bekommen ist als für den Sommer. Aufgrund des geringen Preisunterschieds lohne sich die Befüllung im Moment einfach nicht. Mit ein Grund dafür ist der Konflikt im Nahen Osten, der zu erheblichen Preissteigerungen auf den globalen LNG-Märkten geführt hat.

Seit 2022 gilt für alle EU-Mitgliedsstaaten bis Ende 2027 eine einheitliche Gasspeicherregulierung. Deren Ziel ist die Sicherung einer stabilen und resilienten Energieversorgung innerhalb Europas.

Die wichtigsten Inhalte der aktuellen EU-Gasspeicherregulierung sind:

• Zwischen 1. Oktober und 1. Dezember müssen die Länder ihre Gasspeicher zu mindestens 90 % gefüllt haben.
• Sollte ein Land dieses Ziel wegen schwierigen Marktbedingungen nicht erreichen können, erlaubt die EU-Kommission eine Abweichung um bis zu 10%.
• Zudem gelten verbindliche Zwischenziele für die Monate Februar, Mai, Juli und September. Diese sind für jeden Mitgliedsstaat unterschiedlich und angepasst an die jeweiligen Speicherkapazitäten und Füllständen der Vorjahre. Für Deutschland gelten für 2026 folgende Zwischenziele:
  • 1. November: Mindestens 80 % Füllstand.
  • 1. Februar (2027): Mindestens 30 % Füllstand.

Strom allein, reicht nicht aus, um den Energiebedarf Deutschlands zu decken. Gase werden weiterhin eine große Rolle für die Versorgungssicherheit spielen und zum Beispiel in der Industrie für besonders energieintensive Prozesse eingesetzt werden. Damit bleiben auch die Gasspeicher relevant. Einziger Unterschied: statt Erdgas werden sie künftig vor allem Wasserstoff und grüne Gase speichern.

Bereits kommendes Jahr soll im nordrhein-westfälischen Gronau-Epe der erste kommerzielle Wasserstoffspeicher in Betrieb genommen werden. Das RWE Tochterunternehmen Gas Storage West hat dafür mit dem Projekt Epe-H2 eine bereits bestehende Gasspeicher-Kaverne umgerüstet und zusätzlich eine neue Kaverne erschlossen. Insgesamt können bis zu 38 Millionen Kubikmeter Wasserstoff gespeichert werden. Und das Interesse ist groß: bereits 70% dieser Speicherkapazität sind schon jetzt reserviert.

Ein Praxisbeispiel, wie die Umnutzung von Gasspeicher für Wasserstoff ablaufen kann, ist der Um- und Ausbau der EnBW-eignen Etzel-Speicher in Niedersachsen. Hier soll ein neuer Wasserstoff-Speicher mit über eine Millionen Kubikmeter H₂-Kapazität entstehen. Dafür werden neue Kavernen ausgesolt und bestehende Gaskavernen umgerüstet. Bis 2027 soll die Anlage H₂-ready sein. Erste Kavernen sind bereits im Testbetrieb für die Wasserstoffspeicherung.

Erdgas wird perspektivisch bis 2040 zunehmend durch sogenannte erneuerbare und dekarbonisierte Gase ergänzt werden, zum Beispiel durch Wasserstoff oder Biomethan. Bestehende Gasspeicher und Gasnetze bleiben also auch in Zukunft relevant für die Versorgungssicherheit Deutschlands.