2.3 Absicherung des Leistungsbedarfs durch Speicher
Gasspeicher sind das wichtigste Flexibilitätsinstrument in der Gasversorgung. Sie erlauben eine saisonale Strukturierung, sind elementar im Management von Leistungsspitzen und sichern gegen Lieferengpässe ab.
Entscheidende Parameter eines Speichers sind das verfügbare Arbeitsgasvolumen, die mögliche Aus- und Einspeicherleistung und die Kennlinie, die das Verhältnis zwischen Speicherfüllstand und Ein- oder Ausspeicherleistung beschreibt. Diese Parameter bestimmen, wie schnell ein Speicher Gas umschlagen kann. Die Ausspeicherleistung eines Speichers liegt im Schnitt doppelt so hoch wie die Einspeicherleistung. Daher dauert die Befüllung eines Speichers etwa doppelt so lange wie die Entleerung.
Untergrundspeicher für Erdgas werden, je nach geologischer Formation, in Poren- und Kavernenspeicher eingeteilt. Porenspeicher, meist ehemalige Gasfelder, die nach ihrer Ausförderung in Gasspeicher umgewidmet wurden, benötigen mehr Zeit zur Befüllung und Entleerung. Kavernenspeicher sind ausgesolte Hohlräume in unterirdischen Salzformationen. Sie zählen zu den schnelleren Speichern und erlauben kurzfristig eine vergleichsweise hohe Ausspeicherleistung im Verhältnis zum Arbeitsgasvolumen.
Aufgrund der unterschiedlichen geologischen Gegebenheiten liegen die Kavernenspeicherstandorte überwiegend in Nordost- und Nordwestdeutschland, während in Süddeutschland und Österreich vornehmlich Porenspeicher zu finden sind.
Zusammenwirken von Speichern und LNG-Lieferungen als Absicherungsinstrumente mit unterschiedlichen Eigenschaften
Speicher und LNG sind komplementäre Instrumente zur Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit:
➔ Gas aus inländischen Speichern steht dem einheimischen Markt jederzeit und unmittelbar zur Verfügung. LNG hingegen muss über entsprechende Versorgungswege erst beschafft werden. Speicher können innerhalb weniger Stunden auf eine veränderte Aufkommens- und Nachfragesituation reagieren, während LNG-Beschaffung Tage bis mehrere Wochen dauert.
➔ Der kurzfristige Beitrag von Speichern zur Leistungsbilanz ist etwa zehnmal höher als der inländischer LNG-Terminals.
➔ Der Beitrag zum strukturellen Ausgleich der saisonalen Verbrauchsschwankungen ist bei Gasspeichern sehr hoch, während LNG stark von der Auslastung der Regasifizierungsterminals abhängt – je höher der Auslastungsgrad, desto weniger Spielraum für saisonale Strukturierung. Die Gasbilanz des Speicherjahres 2025/2026 (siehe Abbildung 6) zeigt, dass LNG-Lieferungen über das Jahr eher gleichmäßig erfolgen und kaum zur saisonalen Strukturierung beitragen.
➔ Im Gegensatz zu LNG-Lieferungen stellen Speicher keine Nettoaufkommensquelle dar, da sie nur zuvor gespeicherte Moleküle abgeben können. Erst kontinuierliche LNG-Lieferungen erlauben es den Speichern, ihre spezifischen Vorteile auszuspielen.
➔ Im internationalen Gashandel – ob für LNG oder Pipeline-Gas – drohen stets geopolitische Risiken wie Kriege, Naturkatastrophen, technisches Versagen oder Handelsblockaden. Diese externen Risikofaktoren entfallen für bereits in inländischen Speichern eingelagertes Gas.
Entscheidende Parameter eines Speichers sind das verfügbare Arbeitsgasvolumen, die mögliche Aus- und Einspeicherleistung und die Kennlinie, die das Verhältnis zwischen Speicherfüllstand und Ein- oder Ausspeicherleistung beschreibt. Diese Parameter bestimmen, wie schnell ein Speicher Gas umschlagen kann. Die Ausspeicherleistung eines Speichers liegt im Schnitt doppelt so hoch wie die Einspeicherleistung. Daher dauert die Befüllung eines Speichers etwa doppelt so lange wie die Entleerung.
Untergrundspeicher für Erdgas werden, je nach geologischer Formation, in Poren- und Kavernenspeicher eingeteilt. Porenspeicher, meist ehemalige Gasfelder, die nach ihrer Ausförderung in Gasspeicher umgewidmet wurden, benötigen mehr Zeit zur Befüllung und Entleerung. Kavernenspeicher sind ausgesolte Hohlräume in unterirdischen Salzformationen. Sie zählen zu den schnelleren Speichern und erlauben kurzfristig eine vergleichsweise hohe Ausspeicherleistung im Verhältnis zum Arbeitsgasvolumen.
Aufgrund der unterschiedlichen geologischen Gegebenheiten liegen die Kavernenspeicherstandorte überwiegend in Nordost- und Nordwestdeutschland, während in Süddeutschland und Österreich vornehmlich Porenspeicher zu finden sind.
Zusammenwirken von Speichern und LNG-Lieferungen als Absicherungsinstrumente mit unterschiedlichen Eigenschaften
Speicher und LNG sind komplementäre Instrumente zur Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit:
➔ Gas aus inländischen Speichern steht dem einheimischen Markt jederzeit und unmittelbar zur Verfügung. LNG hingegen muss über entsprechende Versorgungswege erst beschafft werden. Speicher können innerhalb weniger Stunden auf eine veränderte Aufkommens- und Nachfragesituation reagieren, während LNG-Beschaffung Tage bis mehrere Wochen dauert.
➔ Der kurzfristige Beitrag von Speichern zur Leistungsbilanz ist etwa zehnmal höher als der inländischer LNG-Terminals.
➔ Der Beitrag zum strukturellen Ausgleich der saisonalen Verbrauchsschwankungen ist bei Gasspeichern sehr hoch, während LNG stark von der Auslastung der Regasifizierungsterminals abhängt – je höher der Auslastungsgrad, desto weniger Spielraum für saisonale Strukturierung. Die Gasbilanz des Speicherjahres 2025/2026 (siehe Abbildung 6) zeigt, dass LNG-Lieferungen über das Jahr eher gleichmäßig erfolgen und kaum zur saisonalen Strukturierung beitragen.
➔ Im Gegensatz zu LNG-Lieferungen stellen Speicher keine Nettoaufkommensquelle dar, da sie nur zuvor gespeicherte Moleküle abgeben können. Erst kontinuierliche LNG-Lieferungen erlauben es den Speichern, ihre spezifischen Vorteile auszuspielen.
➔ Im internationalen Gashandel – ob für LNG oder Pipeline-Gas – drohen stets geopolitische Risiken wie Kriege, Naturkatastrophen, technisches Versagen oder Handelsblockaden. Diese externen Risikofaktoren entfallen für bereits in inländischen Speichern eingelagertes Gas.
Abbildung 20: Speicher vs. LNG als Vorsorgeinstrument für Gasversorgungssicherheit
ABB 20: GIE AGSI+, ALSI
Absicherungsbedarfe
Bei den Absicherungsbedarfen ist nach dem Absicherungszweck – saisonale Strukturierung, Abdeckung von Bedarfsspitzen, Absicherung gegen Versorgungsengpässe – zu unterscheiden.
In Deutschland werden ca. 2/3 des Gases im Winterhalbjahr und 1/3 des Gases im Sommerhalbjahr verbraucht. Um diese saisonalen Unterschiede über Gasspeicher abzubilden, werden ca. 175 TWh an Arbeitsgasvolumen benötigt.
Die Absicherung gegen Versorgungsengpässe hängt vom angenommenen Engpassszenario ab. Im FNB Gas Winterrückblick 2024/2025 wurden verschiedene Szenarien am Beispiel einer Einschränkung der Lieferungen aus Norwegen als der größten Lieferquelle untersucht – die daraus resultierenden Absicherungsbedarfe an eingespeichertem Gas bewegen sich, abhängig von der Größe und Dauer der Einschränkung, zwischen knapp 10 TWh und ca. 35 TWh.
Bedarfsspitzen treten regelmäßig im Winterhalbjahr auf, und zwar zumeist in den Monaten Januar und Februar und mit etwas geringerer Amplitude auch im Dezember und März.
Im Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025 werden feste Import-Transportkapazitäten von täglich ca. 4,3 TWh/d nach Deutschland ausgewiesen. Eine Analyse aller netztechnischen Importmöglichkeiten und der tatsächlichen physischen Flüsse von Erdgas nach Aufkommensquellen zeigt jedoch, dass nicht mehr als 3 TWh/d importiert werden. Daher empfiehlt FNB Gas, bei der Berechnung von Absicherungsbedarfen dieses reduzierte Niveau einzustellen.
Zur Ermittlung des Absicherungsbedarfs werden zwei Bedarfssituationen und drei Aufkommensszenarien analysiert. Die Grundlage der Analyse bilden die seit der Gaskrise veränderten Gasflüsse und Aufkommensszenarien – basierend auf jüngeren Daten.
Bei den Absicherungsbedarfen ist nach dem Absicherungszweck – saisonale Strukturierung, Abdeckung von Bedarfsspitzen, Absicherung gegen Versorgungsengpässe – zu unterscheiden.
In Deutschland werden ca. 2/3 des Gases im Winterhalbjahr und 1/3 des Gases im Sommerhalbjahr verbraucht. Um diese saisonalen Unterschiede über Gasspeicher abzubilden, werden ca. 175 TWh an Arbeitsgasvolumen benötigt.
Die Absicherung gegen Versorgungsengpässe hängt vom angenommenen Engpassszenario ab. Im FNB Gas Winterrückblick 2024/2025 wurden verschiedene Szenarien am Beispiel einer Einschränkung der Lieferungen aus Norwegen als der größten Lieferquelle untersucht – die daraus resultierenden Absicherungsbedarfe an eingespeichertem Gas bewegen sich, abhängig von der Größe und Dauer der Einschränkung, zwischen knapp 10 TWh und ca. 35 TWh.
Bedarfsspitzen treten regelmäßig im Winterhalbjahr auf, und zwar zumeist in den Monaten Januar und Februar und mit etwas geringerer Amplitude auch im Dezember und März.
Im Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025 werden feste Import-Transportkapazitäten von täglich ca. 4,3 TWh/d nach Deutschland ausgewiesen. Eine Analyse aller netztechnischen Importmöglichkeiten und der tatsächlichen physischen Flüsse von Erdgas nach Aufkommensquellen zeigt jedoch, dass nicht mehr als 3 TWh/d importiert werden. Daher empfiehlt FNB Gas, bei der Berechnung von Absicherungsbedarfen dieses reduzierte Niveau einzustellen.
Zur Ermittlung des Absicherungsbedarfs werden zwei Bedarfssituationen und drei Aufkommensszenarien analysiert. Die Grundlage der Analyse bilden die seit der Gaskrise veränderten Gasflüsse und Aufkommensszenarien – basierend auf jüngeren Daten.
Abbildung 21: Aufkommensszenarien zur Ermittlung des Absicherungsbedarfs bei Bedarfsspitzen
ABB 21: ENTSOG, AGSI, BVEG, Analyse Team Consult
Es werden drei Aufkommensszenarien unterschieden:
➔ Das durchschnittliche Aufkommensszenario basiert auf den Beobachtungs- und Erfahrungswerten seit 2022. Für Norwegen und LNG-Lieferungen aus deutschen Terminals wird von einer Auslastung von 95 Prozent ausgegangen. Für Importe aus Belgien und den Niederlanden werden die durchschnittlichen historischen Gasflüsse der letzten Winterhalbjahre zugrunde gelegt und für die inländische Gasproduktion eine konstante Lieferung, die sich aus der Gesamtproduktion des Jahres 2024 ergibt.
➔ Beim Szenario „Knappes Aufkommen“ wird mit einem Abschlag von fünf Prozent auf Lieferungen aus der deutschen Produktion und aus Norwegen kalkuliert und für die Niederlande und Belgien eine Verminderung der mittleren Gasflüsse um die beobachtete Standardabweichung unterstellt. Bei den LNG-Lieferungen wird von einer Kapazitätsauslastung von 85 Prozent der im Winter verfügbaren Kapazität ausgegangen.
➔ Im auskömmlichen Szenario bewegen sich die Lieferungen aus Norwegen und der deutschen Produktion 5 Prozent über dem durchschnittlichen Aufkommensszenario. Für Gaslieferungen aus den Niederlanden und Belgien wird von einer Erhöhung der mittleren Gasflüsse um die beobachtete Standardabweichung ausgegangen. Bei den Lieferungen aus den inländischen LNG-Terminals wird von einer hundertprozentigen Auslastung der im Winter verfügbaren Kapazitäten ausgegangen.
Auf der Bedarfsseite werden zwei unterschiedliche Situationen betrachtet:
Eintägige Bedarfsspitze basierend auf dem Gasverbrauch in Deutschland sowie der beobachteten Gasexporte am 7. Januar 2026.
Eine 7-tägige Kälteperiode, wie sie im vergangenen Winterhalbjahr im Zeitraum vom 6. bis 12. Januar aufgetreten ist. Sie entspricht einer typischen Verbrauchs- und Exportsituation während einer Kältewelle. Strengere Kälteperioden, wie sie in höchstens einem aus zehn Jahren oder einem aus 30 Jahren auftreten, würden zu einem Mehrbedarf führen.
➔ Das durchschnittliche Aufkommensszenario basiert auf den Beobachtungs- und Erfahrungswerten seit 2022. Für Norwegen und LNG-Lieferungen aus deutschen Terminals wird von einer Auslastung von 95 Prozent ausgegangen. Für Importe aus Belgien und den Niederlanden werden die durchschnittlichen historischen Gasflüsse der letzten Winterhalbjahre zugrunde gelegt und für die inländische Gasproduktion eine konstante Lieferung, die sich aus der Gesamtproduktion des Jahres 2024 ergibt.
➔ Beim Szenario „Knappes Aufkommen“ wird mit einem Abschlag von fünf Prozent auf Lieferungen aus der deutschen Produktion und aus Norwegen kalkuliert und für die Niederlande und Belgien eine Verminderung der mittleren Gasflüsse um die beobachtete Standardabweichung unterstellt. Bei den LNG-Lieferungen wird von einer Kapazitätsauslastung von 85 Prozent der im Winter verfügbaren Kapazität ausgegangen.
➔ Im auskömmlichen Szenario bewegen sich die Lieferungen aus Norwegen und der deutschen Produktion 5 Prozent über dem durchschnittlichen Aufkommensszenario. Für Gaslieferungen aus den Niederlanden und Belgien wird von einer Erhöhung der mittleren Gasflüsse um die beobachtete Standardabweichung ausgegangen. Bei den Lieferungen aus den inländischen LNG-Terminals wird von einer hundertprozentigen Auslastung der im Winter verfügbaren Kapazitäten ausgegangen.
Auf der Bedarfsseite werden zwei unterschiedliche Situationen betrachtet:
Eintägige Bedarfsspitze basierend auf dem Gasverbrauch in Deutschland sowie der beobachteten Gasexporte am 7. Januar 2026.
Eine 7-tägige Kälteperiode, wie sie im vergangenen Winterhalbjahr im Zeitraum vom 6. bis 12. Januar aufgetreten ist. Sie entspricht einer typischen Verbrauchs- und Exportsituation während einer Kältewelle. Strengere Kälteperioden, wie sie in höchstens einem aus zehn Jahren oder einem aus 30 Jahren auftreten, würden zu einem Mehrbedarf führen.
Abbildung 22: Leistungsbilanz im knappen Aufkommensszenario
ABB 22: Analyse Team Consult, THE, Entsog, BVEG, DET
Für eine eintägige Bedarfsspitze von ca. 6,2 TWh, wie sie am 7. Januar 2026 aufgetreten ist, müssten unter der Annahme eines knappen Aufkommensszenarios an diesem Tag ca. 3,5 TWh aus den Gasspeichern entnommen werden.
Bei einer siebentägigen Kälteperiode, in der der durchschnittliche Bedarf zur Deckung des inländischen Verbrauchs und der Gasexporte bei täglich ca. 5,8 TWh liegt, müssten ca. 3,1 TWh pro Tag ausgespeichert werden. Der Speicherfüllstand würde sich über den Zeitraum der Kälteperiode um ca. 22 TWh verringern.
Da der Innendruck des Speichers mit abnehmendem Füllstand abnimmt, hängt die verfügbare Ausspeicherleistung vom jeweiligen Füllstand im Gasspeicher ab. Bei Auftritt einer Bedarfsspitze bzw. zu Beginn einer länger anhaltenden Kältewelle sind bestimmte Füllstände notwendig, um die nötige Ausspeicherleistung im Bedarfsfall zur Verfügung stellen zu können
Bei einer siebentägigen Kälteperiode, in der der durchschnittliche Bedarf zur Deckung des inländischen Verbrauchs und der Gasexporte bei täglich ca. 5,8 TWh liegt, müssten ca. 3,1 TWh pro Tag ausgespeichert werden. Der Speicherfüllstand würde sich über den Zeitraum der Kälteperiode um ca. 22 TWh verringern.
Da der Innendruck des Speichers mit abnehmendem Füllstand abnimmt, hängt die verfügbare Ausspeicherleistung vom jeweiligen Füllstand im Gasspeicher ab. Bei Auftritt einer Bedarfsspitze bzw. zu Beginn einer länger anhaltenden Kältewelle sind bestimmte Füllstände notwendig, um die nötige Ausspeicherleistung im Bedarfsfall zur Verfügung stellen zu können
Abbildung 23: Ableitung der benötigten Füllstände unter Zugrundelegung einer synthetischen Kennlinie für alle deutschen Speicher³
ABB 23: Analyse Team Consult
Bei einer deutschlandweiten Betrachtung müssen die Speicher noch einen Füllstand von ca. 64 TWh aufweisen, damit am Ende einer siebentägigen Kälteperiode noch eine Tagesmenge von 3,5 TWh aus den deutschen Speichern entnommen werden kann. Sollen über die Kälteperiode in Summe 22 TWh ausgespeichert werden, müsste der Speicherfüllstand zu Beginn der Periode noch 86 TWh betragen. Aufgrund regionaler Unterschiede sowohl auf der Aufkommens- als auch auf der Bedarfsseite könnte der tatsächliche Absicherungsbedarf noch etwas höher liegen. Eine solche Kälteperiode kann auch im späten Winter noch auftreten. Dieser Mindestfüllstand sollte daher zum 1. Februar sichergestellt sein.
3: Neben den deutschen Speichern sind auch die österreichischen Speicher Haidach und 7Fields wegen ihrer direkten Anbindung an das deutsche Marktgebiet enthalten.