Deutschland startet mit fast 11 Punkten Rückstand in die Einspeichersaison, während die Straße von Hormus den LNG-Markt verengt

Deutschland befüllt seine Gasspeicher inmitten des unnachgiebigsten Marktes, dem das Land seit 2022 gegenübersteht, und tut dies von einer Ausgangsposition aus, die deutlich schwächer ist als vor einem Jahr.

Die deutschen Speicheranlagen waren am 11. Juli zu 43,9 Prozent gefüllt und enthielten laut der GIE-Plattform AGSI+ rund 108,5 TWh — 10,4 Prozentpunkte weniger als die 54,4 Prozent, die am selben Tag im Jahr 2025 verzeichnet wurden. Diese Lücke ist bedeutsamer als die reine Kennzahl, denn sie muss in demselben Sommerfenster geschlossen werden, in dem sich der globale Markt für Flüssigerdgas (LNG) gleich an zwei Fronten deutlich verengt hat.

Die erste betrifft Norwegen. Shell hat die Produktion im Feld Ormen Lange um rund 40 Prozent gedrosselt, nachdem technische Probleme eine der beiden Unterwasser-Kompressorstationen des Feldes lahmgelegt haben. Laut dem norwegischen Infrastrukturbetreiber Gassco wurde die Fördermenge seit dem 13. Juli um etwa 8,9 Millionen Kubikmeter pro Tag gegenüber der Tageskapazität des Feldes von 22,9 Millionen Kubikmetern reduziert. Entscheidend ist, dass der Ausfall ursprünglich bis Oktober begrenzt sein sollte — er wurde nun bis zum 1. Februar 2027 verlängert und erstreckt sich damit über die gesamte Heizperiode. Ein Sprecher von Shell erklärte, das Unternehmen arbeite an technischen Herausforderungen bei einigen der Kompressoren und versuche, die normale Produktion so schnell wie möglich wiederherzustellen.

Ormen Lange liefert Gas über die Verarbeitungsanlage Nyhamna und die Pipeline Langeled nach Europa. Greg Molnár, Gasanalyst bei der Internationalen Energieagentur, schätzt, dass die Verlängerung während der europäischen Heizperiode mehr als 1 Milliarde Kubikmeter an Angebot entziehen könnte.

Die zweite Front ist die Straße von Hormus. Molnár verwies auf die anhaltenden geopolitischen Spannungen dort, gepaart mit einem angespannten globalen LNG-Markt und EU-Speicherständen, die rund 22 Prozent unter ihrem Fünfjahresdurchschnitt liegen — eine Kombination, die Europa zwingt, die Einspeicherung zu beschleunigen, wenn die Bestände vor dem Winter in die Spanne von 80 bis 90 Prozent kommen sollen.

Der Verkehr durch die Wasserstraße liegt weiterhin nur bei einem Bruchteil des Normalniveaus. Unter Berufung auf Kpler-Daten berichtete Reuters, dass am Donnerstag neun Schiffe die Passage durchquerten, mehr als die fünf am Mittwoch, aber weniger als der Augustdurchschnitt von 12. Die Vereinigten Arabischen Emirate erklärten, zwei ihrer Tanker seien beim Versuch der Durchquerung angegriffen worden, und anhaltende Angriffe im Roten Meer haben LNG-Tanker auf längere Routen gezwungen.

Das Risiko liegt beim Preis, nicht bei der Versorgung

Es lohnt sich, genau zu benennen, was die Situation an der Straße von Hormus für Deutschland bedeutet — und was nicht.

Deutschland importiert LNG vor allem aus den Vereinigten Staaten, und seine Pipeline-Routen verlaufen über Norwegen, die Niederlande, Frankreich und Belgien — keine davon ist von der Straße abhängig. Im Jahr 2025 entfielen 10,3 Prozent der deutschen Gasimporte auf die LNG-Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin und Mukran, während der Großteil des Gases per Pipeline aus Norwegen kam. Es gibt kein plausibles Szenario, in dem iranische Aktionen die deutsche Versorgung physisch unterbrechen.

Was die Straße von Hormus tatsächlich bewirkt, ist die Entnahme katarischer Frachten aus dem globalen Angebot, was asiatische Käufer zwingt, um dieselben Mengen aus den USA und dem Atlantikraum zu konkurrieren, die Europa für die Speicherbefüllung benötigt. Das Ergebnis ist ein Bietergefecht, in das Deutschland mitten im Sommer als Käufer letzter Instanz eintritt.

Dieselbe Verknappung zeigt sich auch auf der Ölseite der Bilanz, wo die Internationale Energieagentur gewarnt hat, dass die Dringlichkeit einer Wiedereröffnung der Meerenge zunimmt, da die Lagerpuffer schrumpfen.

Die Preise spiegeln das wider. Deutsches Gas erreichte am 6. August 56,96 Euro/MWh, ein Plus von 6,23 Prozent auf Tagesbasis, 19,75 Prozent im Monatsvergleich und 64,13 Prozent im Jahresvergleich. Der niederländische TTF-Frontmonatskontrakt lag am 31. Juli bei 59,44 Euro/MWh, ein Anstieg von 30 Prozent gegenüber Ende Juni.

Warum die deutsche Position strukturell schlechter ist

Deutschlands Problem besteht nicht nur darin, dass seine Speicher leerer sind. Es liegt an der Position des Landes im Netzwerk.

Energy Aspects argumentiert, dass Deutschland im europäischen Gesamtbild das größte Risiko trägt. Sobald die Speicherfüllstände unter 50 Prozent der Kapazität fallen, sinken die Entnahmeraten aus physikalischen Gründen, die mit Druck- und Strömungsdynamik zusammenhängen, deutlich — das heißt, eine Anlage, die zu einem Drittel gefüllt ist, kann Gas nicht annähernd in der Rate liefern wie eine, die zu zwei Dritteln gefüllt ist. Da Deutschland im Zentrum des nordwesteuropäischen Pipelinenetzes liegt, schlagen seine Speicherengpässe schnell in ein Lieferrisiko für Nachbarmärkte um. Deutsche Belastungen während einer Kältewelle bleiben nicht innerhalb der deutschen Grenzen.

Der vergangene Winter hat diesen Mechanismus vor Augen geführt. Deutschland startete die Heizperiode 2025/26 bei rund 75 Prozent und erlebte keinen akuten Engpass, doch ein kalter Januar führte zu starken Entnahmen — zeitweise stammten rund 38 Prozent des in diesem Monat verbrauchten Gases aus den Speichern. Der Füllstand fiel bis Anfang März auf etwa 21 Prozent und hatte sich bis zum 1. Mai nur auf rund 26 Prozent erholt. Deutschland kam durch den Winter, verbrauchte dabei jedoch den Großteil seines Puffers.

Die Verbrauchsstruktur verschärft die Lage zusätzlich. Deutschland verbrauchte 2025 864 TWh Gas, wobei Industriekunden 60 Prozent und Haushalts- sowie Gewerbekunden 40 Prozent ausmachten. Ein Gaspreisschock in Deutschland ist in erster Linie eine Geschichte der industriellen Wettbewerbsfähigkeit und erst in zweiter Linie eine Geschichte der Heizkostenabrechnung — das ist die Umkehrung dessen, wie es üblicherweise dargestellt wird.

Wo sich die Experten uneinig sind

Es gibt eine echte und ungelöste Kontroverse darüber, ob Deutschland sein Ziel erreichen wird, und die Leser sollten diese Kontroverse zu sehen bekommen, statt ein fertiges Urteil präsentiert zu bekommen.

Nach der Gasspeicherfüllstandsverordnung liegt das Standardziel für den 1. November bei 80 Prozent, wobei für sechs namentlich genannte Anlagen, darunter Rehden und Bad Lauchstädt, ein Ziel von 45 Prozent gilt — daraus ergibt sich ein nationales Gesamtziel von 70 Prozent, das ausreicht, um die europäischen Vorgaben zu erfüllen. Dieses Ziel wurde im vergangenen Jahr erreicht.

Gasstratege Morten Frisch nennt Deutschland als besonderen Sorgenfall und erklärt, das Land habe sich gegen eine Befüllung seiner langfristigen Speicheranlagen auf normale Winterniveaus entschieden. Energy Aspects vertritt bei der Rechnung die entgegengesetzte Auffassung und berichtet, Deutschland liege auf Kurs, das Ziel von 70 Prozent bis Ende Oktober zu erreichen, da die saisonalen Spreads in die Contango-Struktur wechseln — mahnt jedoch, dass das Erreichen der Zahl das winterliche Lieferrisiko nicht auflöst. Die Bundesnetzagentur wiederum bezeichnete den deutschen Markt für 2026/27 als gut versorgt, wobei die EU-Speicherziele eingehalten würden.

Diese Positionen lassen sich nicht vollständig miteinander vereinbaren, und der Unterschied zwischen ihnen entspricht in etwa dem Unterschied zwischen einem schwierigen und einem teuren Winter.

Worauf zu achten ist

Das EU-weite Bild liefert den kurzfristigen Hinweis. Die europäischen Speicher lagen Ende Juli bei rund 55 Prozent, etwa 11 Punkte unter dem Vorjahreswert, wobei die Einspeicherrate unter dem für das Ziel erforderlichen Pfad liegt; ACER hat höhere LNG-Importe gefordert. Für 2026 wurde das verbindliche EU-Ziel von 90 Prozent auf 80 Prozent bis zum 1. November gesenkt — an sich schon ein Eingeständnis, dass die Verteidigung des alten Richtwerts teuer geworden war.

Die Weitergabe an die Verbraucher findet sich bereits in den offiziellen Prognosen wieder. Die Bundesbank erwartet für dieses Jahr eine deutsche HVPI-Inflation von 2,9 Prozent, die sich erst 2027 auf 2,7 Prozent abschwächen soll; Präsident Joachim Nagel führt den Anstieg auf den Energiepreisschock zurück und weist darauf hin, dass höhere Energiekosten Zeit brauchen, um sich in den Lebenshaltungskosten niederzuschlagen — direkt über die Rechnungen und indirekt über den Transport. Haushalte stehen zudem vor einer weiteren Belastung durch den CO2-Preis, der 2026 gemäß BEHG-Anlage 1 auf 55 Euro pro Tonne steigt und zusätzlich rund 1,1 Cent/kWh ausmacht.

Vorerst bleiben der Einspeichersaison noch rund zehn Wochen.