Europas Energieversorgung befindet sich erneut in einer widersprüchlichen Lage. Erdgas und Erdöl sind verfügbar, die Importwege sind breiter aufgestellt als zu Beginn der Energiekrise 2022, und die technischen Kapazitäten reichen grundsätzlich aus, um den Kontinent zu versorgen. Zugleich sind die Sicherheitsreserven deutlich kleiner geworden, die Preise stark gestiegen und mehrere zentrale Versorgungswege durch den Krieg im Nahen Osten beeinträchtigt.
Die europäischen Gasspeicher waren am 22. August 2026 zu 62,32 Prozent gefüllt. Das entspricht rund 704 Terawattstunden Gas. Ein Jahr zuvor lag der Füllstand zum vergleichbaren Zeitpunkt bei ungefähr 74 Prozent. Besonders auffällig ist Deutschland: Die größten Gasspeicher Europas waren lediglich zu 50,43 Prozent gefüllt. Italien verfügte dagegen über einen Füllstand von mehr als 80 Prozent, Polen über fast 90 Prozent. Die Unterschiede zeigen, dass von einer einheitlichen europäischen Versorgungslage keine Rede sein kann. Gas Infrastructure Europe
Auch an den Energiemärkten ist die Anspannung sichtbar. Der europäische TTF-Gaspreis lag zuletzt bei rund 66 Euro je Megawattstunde und damit fast doppelt so hoch wie vor Beginn des Krieges mit Iran. Brent-Rohöl schloss am 21. August bei 94,39 US-Dollar je Barrel. Damit sind Gas und Öl zwar noch weit von den Extrempreisen des Jahres 2022 entfernt, aber teuer genug, um Haushalte, Industrie, Verkehr und Staatshaushalte spürbar zu belasten. wallstreetONLINE, Reuters
Die entscheidende Frage lautet deshalb nicht nur, ob Europa im kommenden Winter genügend Energie haben wird. Ebenso wichtig ist, zu welchem Preis die Versorgung gesichert werden kann – und wie viel wirtschaftliche Substanz dabei verloren geht.
Die europäische Gasversorgung ist robuster – aber nicht mehr komfortabel
Seit dem weitgehenden Wegfall russischer Pipeline-Lieferungen hat Europa seine Gasversorgung grundlegend umgebaut. 2021 stammten noch rund 45 Prozent der europäischen Gasimporte aus Russland. Im Jahr 2025 waren es nur noch etwa 12 Prozent beziehungsweise 36 Milliarden Kubikmeter. Gleichzeitig stiegen die Importe aus Norwegen auf 89,3 Milliarden Kubikmeter und aus den Vereinigten Staaten auf 75,6 Milliarden Kubikmeter.
Norwegen lieferte 2025 knapp 31 Prozent der europäischen Gasimporte, die Vereinigten Staaten rund 26 Prozent, Nordafrika knapp 13 Prozent. Russland blieb trotz des politischen Rückzugs mit 12,5 Prozent noch immer ein bedeutender Lieferant. Es folgten Großbritannien, Aserbaidschan und Katar. Rat der Europäischen Union
Diese Diversifizierung ist ein bedeutender Fortschritt. Europas LNG-Importkapazität wurde zwischen 2021 und 2025 um 76 Milliarden Kubikmeter auf rund 242 Milliarden Kubikmeter pro Jahr ausgebaut. Neue schwimmende und feste Terminals entstanden unter anderem in Deutschland, den Niederlanden, Frankreich, Italien und Finnland. Technisch kann Europa heute wesentlich größere Gasmengen aus unterschiedlichen Weltregionen aufnehmen als noch vor vier Jahren. Europäische Kommission
Doch die neue Struktur hat eine andere Form der Abhängigkeit geschaffen. Im ersten Quartal 2026 kamen 57,4 Prozent des europäischen LNG aus den Vereinigten Staaten. Russland lieferte trotz der schrittweise greifenden Importverbote noch 17,3 Prozent, Katar 6,6 Prozent und Nigeria 6,2 Prozent. Bei Pipeline-Gas stammten 54,4 Prozent aus Norwegen und 18,5 Prozent aus Algerien. Eurostat
Europa hat seine Abhängigkeit somit nicht beseitigt, sondern geografisch verlagert und auf mehrere Lieferanten verteilt. Das ist sicherer als eine einseitige Bindung an Russland. Es macht den Kontinent aber stärker abhängig vom globalen LNG-Markt, von der amerikanischen Energiepolitik, von Schifffahrtsrouten und vom Wettbewerb mit asiatischen Abnehmern.
Warum der Füllstand allein nicht über die Versorgungssicherheit entscheidet
Gasspeicher sind keine Vorratslager, die den gesamten Jahresverbrauch eines Landes abdecken. Sie dienen vor allem dazu, saisonale Schwankungen auszugleichen und an kalten Wintertagen große Mengen kurzfristig bereitzustellen. Selbst vollständig gefüllte EU-Speicher entsprechen nur ungefähr einem Viertel des europäischen Jahresverbrauchs.
Ein Speicherstand von 50 Prozent bedeutet daher weder, dass nur noch die Hälfte des Winters versorgt werden kann, noch dass unmittelbar eine Mangellage droht. Parallel fließt ständig Gas aus Norwegen, Nordafrika, Aserbaidschan, Großbritannien und über LNG-Terminals in das europäische Netz. Umgekehrt ist ein hoher Speicherstand allein keine Garantie: Entscheidend sind auch Entnahmeleistung, Netzkapazitäten, Importmengen, Temperaturen, Stromproduktion und industrielle Nachfrage.
Je leerer ein Speicher wird, desto geringer kann zudem seine maximale Ausspeicherleistung werden. In einem langen, kalten Winter kann deshalb nicht nur die noch vorhandene Gasmenge zum Problem werden, sondern auch die Geschwindigkeit, mit der sie aus dem Untergrund in das Netz gelangt.
Die Bundesnetzagentur stuft die deutsche Versorgung aktuell als stabil ein und hält eine angespannte Lage nach gegenwärtigem Kenntnisstand für wenig wahrscheinlich. Sie betont jedoch ausdrücklich, dass Pipeline-Importe, LNG, Speicher, Infrastruktur und Nachfrage gemeinsam betrachtet werden müssen. Bundesnetzagentur
Europas Gasspeicher im Ländervergleich
Die folgenden Werte zeigen den Stand vom 22. August 2026. Sie dürfen nicht isoliert betrachtet werden: Ein Land mit kleiner Speicherkapazität kann einen hohen Prozentwert erreichen und dennoch stärker von laufenden Importen abhängig sein als ein Land mit großen, nur teilweise gefüllten Speichern.
| Land oder Region | Gas im Speicher | Füllstand | Einordnung |
|---|---|---|---|
| Europäische Union | 704,30 TWh | 62,32 % | Deutlich unter dem Vorjahr und dem saisonalen Durchschnitt |
| Deutschland | 124,31 TWh | 50,43 % | Größte EU-Speicherkapazität, daher systemisch besonders wichtig |
| Italien | 164,48 TWh | 80,86 % | Hoher Puffer, zusätzlich gute Pipeline-Verbindungen nach Nordafrika und Aserbaidschan |
| Frankreich | 81,41 TWh | 65,72 % | LNG-Terminals und Kernenergie entlasten den Gasbedarf im Stromsektor |
| Österreich | 64,87 TWh | 64,69 % | Große Speicher im Verhältnis zum Verbrauch, aber Transitabhängigkeit |
| Ungarn | 45,02 TWh | 66,49 % | Weiterhin hohe Bedeutung östlicher Lieferstrukturen |
| Tschechien | 30,40 TWh | 67,09 % | Zunehmend über westliche und nördliche Importwege versorgt |
| Niederlande | 62,54 TWh | 43,49 % | Niedriger Stand bei hoher Bedeutung für den nordwesteuropäischen Gasmarkt |
| Polen | 33,11 TWh | 89,85 % | Gute Ausgangslage, aber relativ kleine Speicher; LNG und Baltic Pipe als Stützen |
| Slowakei | 17,82 TWh | 48,52 % | Erhöhte Verwundbarkeit durch historische Ost-West-Ausrichtung |
| Spanien | 26,32 TWh | 73,45 % | Viele LNG-Terminals, aber begrenzte Pipeline-Verbindungen nach Frankreich |
| Portugal | 3,19 TWh | 89,45 % | Hoher Prozentwert bei kleiner absoluter Speichermenge |
| Lettland | 10,85 TWh | 44,44 % | Speicher Inčukalns ist für mehrere baltische Staaten bedeutsam |
Quelle: Gas Infrastructure Europe. Werte gerundet.
Deutschland: Das größte europäische Sorgenkind
Deutschlands Speicher sind nicht nur wegen ihres niedrigen Füllstands relevant. Das Land verfügt über mehr als ein Fünftel der gesamten EU-Speicherkapazität und ist zugleich ein wichtiges Transitland für Österreich, Tschechien und die Schweiz.
Im Jahr 2025 importierte Deutschland rund 1.031 Terawattstunden Gas. Davon kamen 44 Prozent aus Norwegen, 24 Prozent über die Niederlande und 21 Prozent über Belgien. Etwa zehn Prozent gelangten direkt über deutsche LNG-Terminals ins Land, fast ausschließlich aus den Vereinigten Staaten. Der deutsche Verbrauch lag bei 864 Terawattstunden; rund 60 Prozent entfielen auf die Industrie. Bundesnetzagentur
Damit trifft ein hoher Gaspreis Deutschland empfindlicher als viele Nachbarstaaten. Chemie, Düngemittel, Glas, Keramik, Papier, Stahl, Lebensmittelindustrie und Teile des Maschinenbaus benötigen Gas entweder als Energieträger oder als Rohstoff. Selbst ohne physische Knappheit können dauerhaft hohe Preise Produktion verdrängen, Investitionen verhindern und Standortverlagerungen beschleunigen.
Für die meisten deutschen Speicher gilt zum 1. November eine nationale Zielvorgabe von 80 Prozent. Für mehrere große Porenspeicher, darunter Rehden, gelten jedoch nur 45 Prozent. Daraus ergibt sich im Durchschnitt ein deutsches Gesamtziel von rund 70 Prozent. Ob dieses Ziel erreicht wird, hängt wesentlich davon ab, ob Händler trotz ungünstiger Preisrelationen weiter einspeichern.
Der übliche Marktmechanismus funktioniert derzeit nur eingeschränkt. Normalerweise ist Gas im Sommer billiger als im Winter. Händler kaufen es deshalb im Sommer, lagern es ein und verkaufen es später mit Gewinn. 2026 liegen Sommer- und Winterpreise jedoch eng beieinander. Nach Abzug von Speicher-, Finanzierungs- und Transportkosten kann das Einlagern zum Verlustgeschäft werden.
Sachsens Wirtschaftsminister Dirk Panter hat deshalb vom Bund konkrete Vorsorgemaßnahmen und eine nationale Gasreserve verlangt. Die Bundesregierung hält dagegen, dass der Markt grundsätzlich ausreichend Gas und Importkapazitäten bereitstellt. Hinter dieser Auseinandersetzung steht eine grundsätzliche Frage: Soll der Staat frühzeitig Gas kaufen und damit möglicherweise die Preise erhöhen – oder soll er auf den Markt vertrauen und riskieren, später unter Zeitdruck wesentlich teurer einkaufen zu müssen? Sächsisches Staatsministerium
Italien, Frankreich und die Iberische Halbinsel: Besser gepuffert, aber nicht immun
Italien verfügt mit mehr als 164 Terawattstunden über den größten absoluten Gasvorrat der EU und ist durch Leitungen aus Algerien, Libyen und Aserbaidschan sowie mehrere LNG-Terminals vergleichsweise breit aufgestellt. Zugleich spielt Gas in der italienischen Stromerzeugung und Industrie eine große Rolle. Ein hoher Füllstand schützt daher vor einer unmittelbaren Mangellage, nicht aber vor steigenden Strom- und Produktionskosten.
Frankreich profitiert von seiner Kernenergie, einer wachsenden erneuerbaren Stromproduktion und leistungsfähigen LNG-Terminals an Atlantik und Mittelmeer. Das verringert den Gasbedarf für die Stromerzeugung. Dennoch bleiben Gebäudeheizung, Industrie und die Versorgung benachbarter Staaten preisabhängig.
Spanien und Portugal besitzen gemessen am eigenen Verbrauch sehr große LNG-Kapazitäten. Sie können Gas aus den Vereinigten Staaten, Algerien, Nigeria und anderen Ländern beziehen. Der Nutzen für Mitteleuropa bleibt jedoch durch begrenzte Pipeline-Kapazitäten über die Pyrenäen eingeschränkt. Die Iberische Halbinsel ist deshalb innerhalb Europas relativ gut versorgt, kann aber nur begrenzt als Gasdrehscheibe für Deutschland und Mitteleuropa dienen.
Mittel- und Osteuropa: Neue Routen, höhere Transportkosten
Österreich, Ungarn, die Slowakei und Tschechien waren jahrzehntelang auf russische Pipeline-Lieferungen aus dem Osten ausgerichtet. Nach dem Ende des russisch-ukrainischen Transitvertrags zum Jahreswechsel 2024/25 müssen größere Mengen aus Westen, Norden und Süden herangeführt werden.
Die Infrastruktur funktioniert, doch die Gasströme haben sich umgekehrt. LNG gelangt an den Küsten Europas ins Netz und muss über mehrere Grenzen nach Osten transportiert werden. ACER stellte zeitweise Preisaufschläge in Mitteleuropa von mehr als zwei Euro je Megawattstunde gegenüber dem niederländischen TTF-Markt fest. ACER
Polen befindet sich strukturell in einer günstigeren Position. Das Land verfügt über das LNG-Terminal Świnoujście, die Baltic Pipe nach Norwegen und weitere Verbindungen zu Nachbarstaaten. Außerdem reduziert der weiterhin hohe Kohleanteil die unmittelbare Abhängigkeit von Gas in der Stromerzeugung – allerdings auf Kosten höherer Emissionen.
Die Schweiz: Keine eigenen Speicher, aber zusätzliche Absicherung
Die Schweiz besitzt keine eigenen saisonalen Gasspeicher und bezieht ihr Erdgas vollständig aus dem Ausland. Sie ist damit unmittelbar von den Speichern und Transportnetzen ihrer Nachbarländer abhängig.
Für den Winter 2026/27 müssen die regionalen Gasnetzbetreiber ausländische Speicherkapazitäten in Höhe von mindestens 15 Prozent des durchschnittlichen schweizerischen Jahresverbrauchs sichern. Zusätzlich wurde im August 2026 eine Option auf Gas vereinbart, das von Frankreich durch die Schweiz nach Italien transportiert wird. Diese sogenannte ITA.SWAPtion.26 kann ungefähr ein Zehntel des schweizerischen Winterverbrauchs absichern.
Die Option kostet einen niedrigen einstelligen Millionenbetrag. Für ein typisches gasbeheiztes Einfamilienhaus mit 20 Megawattstunden Jahresverbrauch werden die reinen Vorsorgekosten auf zwei bis drei Franken geschätzt. Damit kauft die Schweiz keine dauerhaft reservierte Gasmenge, sondern das Recht auf zusätzliche Transport- und Bezugsmöglichkeiten in einer Krise. Schweizerischer Bundesrat
Der Hormus-Schock hat den globalen Gasmarkt verändert
Der Krieg im Nahen Osten hat die für 2026 erwartete Entspannung des LNG-Marktes vorerst zunichtegemacht. Durch die faktische Schließung der Straße von Hormus fielen zeitweise fast 20 Prozent der weltweiten LNG-Versorgung aus. Zwischen März und Juni gingen die LNG-Verladungen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten gegenüber dem Vorjahr um 35 Milliarden Kubikmeter zurück.
Neue Anlagen in Nordamerika und Afrika sowie höhere Lieferungen anderer Produzenten konnten etwa drei Viertel dieses Ausfalls kompensieren. Die LNG-Produktion außerhalb der Golfregion stieg in diesem Zeitraum um fast 18 Prozent beziehungsweise 27 Milliarden Kubikmeter. Dennoch sank die weltweite LNG-Produktion zwischen März und Juni um vier Prozent. IEA Gas Market Report Q3 2026
Die direkte europäische Abhängigkeit von LNG aus der Golfregion ist geringer, als die Größe des Schocks zunächst vermuten lässt. 2025 gingen fast 90 Prozent der durch Hormus verschifften Energieexporte nach Asien; Europa erhielt nur gut zehn Prozent. LNG aus Hormus entsprach etwa sieben Prozent der europäischen LNG-Einfuhren. Internationale Energieagentur
Dennoch steigen die Preise auch in Europa. LNG ist ein global gehandeltes Gut. Fehlen katarische Lieferungen in Japan, Südkorea, China oder Indien, bieten asiatische Käufer höhere Preise für Ladungen aus den Vereinigten Staaten, Afrika oder Australien. Europa muss mitbieten, wenn es diese Schiffe an seine Terminals lenken will.
Die europäische Regulierungsagentur ACER geht davon aus, dass ein Füllstand von 80 Prozent bei LNG-Importen auf dem Niveau von 2025 grundsätzlich erreichbar bleibt. Für 90 Prozent wären dagegen etwa 13 Prozent höhere LNG-Importe erforderlich. Ob selbst 80 Prozent erreicht werden, ist inzwischen umstritten. Equinor, Europas größter Gaslieferant, hält ein Verfehlen dieses Ziels wegen der weltweiten Konkurrenz um LNG für möglich. ACER, Reuters
Ölversorgung: Mehr Lieferanten, aber schwindende Reserven
Bei Erdöl ist Europas Lage auf den ersten Blick günstiger. Die EU bezieht nur einen relativ kleinen Teil ihrer direkten Ölimporte aus den Golfstaaten. 2025 kamen jeweils zwischen 12 und 15 Prozent der Einfuhren aus den Vereinigten Staaten, Kasachstan und Norwegen. Libyen lieferte gut neun Prozent, Saudi-Arabien 6,8 Prozent sowie Nigeria und Irak jeweils 5,8 Prozent. Insgesamt stammten nur rund sieben Prozent der EU-Ölimporte aus den Staaten des Golfkooperationsrates. Rat der Europäischen Union
Diese Diversifizierung schützt vor dem vollständigen Ausfall eines einzelnen Lieferanten. Sie schützt jedoch nicht vor dem Weltmarktpreis. Rohöl und Mineralölprodukte werden global gehandelt. Fällt ein Fünftel der weltweiten Transportmenge durch Hormus aus, steigen auch die Preise für norwegisches, amerikanisches, kasachisches oder afrikanisches Öl.
Zudem ist die EU bei Erdöl strukturell stärker importabhängig als bei Gas. 2024 mussten 96,6 Prozent des europäischen Bedarfs an Rohöl und Mineralölprodukten durch Nettoimporte gedeckt werden. Besonders verwundbar sind Staaten, deren Energiesystem und Verkehr stark auf Öl beruhen, darunter Zypern, Malta und Griechenland. Eurostat
Nicht nur Rohöl, sondern Diesel und Kerosin werden knapp
Die gegenwärtige Krise betrifft nicht allein Rohöl. Raffinerien in der Golfregion sind bedeutende Lieferanten von Diesel, Kerosin und Flüssiggas. Nach Angaben des Internationalen Währungsfonds entfallen auf die Region etwa zehn Prozent des weltweiten Angebots bestimmter raffinierter Produkte.
Im Juli 2026 lag die globale Raffinerieverarbeitung knapp fünf Millionen Barrel pro Tag unter dem Vorjahreswert. Die seewärtigen Diesel-Exporte aus Russland, dem Nahen Osten und Asien sanken um 1,3 Millionen Barrel täglich – rund 20 Prozent des weltweiten Seehandels. Beim Flugtreibstoff betrug der Rückgang etwa 34 Prozent. Dadurch können Diesel, Heizöl und Kerosin erheblich teurer werden als es der reine Rohölpreis vermuten lässt. IEA Oil Market Report August 2026
Strategische Reserven kaufen Zeit, aber keine dauerhafte Lösung
Am 11. März 2026 beschlossen die 32 Mitgliedstaaten der Internationalen Energieagentur die Freigabe von 400 Millionen Barrel Öl – die größte koordinierte Reservefreigabe in der Geschichte der Organisation. Europa trug ungefähr ein Fünftel dazu bei, überwiegend in Form raffinierter Produkte. Internationale Energieagentur
Diese Maßnahme stabilisierte den Markt, kann eine lang anhaltende Unterbrechung aber nicht ausgleichen. Die weltweiten beobachteten Ölbestände sind seit Beginn des Krieges bis Ende Juli um rund 410 Millionen Barrel gefallen. Nach einer kurzen Erholung im Juni gingen die Vorräte im Juli erneut um 69 Millionen Barrel zurück.
Strategische Reserven wirken deshalb wie eine Brücke. Sie ermöglichen Zeit für neue Lieferwege, höhere Produktion und geringeren Verbrauch. Wird das andere Ufer nicht rechtzeitig erreicht, verliert die Brücke mit jedem weiteren Monat an Tragfähigkeit.
Was hohe Gas- und Ölpreise mit Europas Wirtschaft machen
Energieknappheit wirkt nicht nur an der Tankstelle oder auf der Heizkostenabrechnung. Sie durchzieht nahezu alle Wertschöpfungsketten.
Gas ist Rohstoff für Ammoniak und Stickstoffdünger. Steigt sein Preis, verteuern sich Landwirtschaft und Lebensmittelproduktion. Öl ist Ausgangsstoff für Kunststoffe, Chemikalien, Verpackungen und pharmazeutische Vorprodukte. Diesel treibt Lastwagen, Baumaschinen und landwirtschaftliche Geräte an; Kerosin beeinflusst Luftverkehr, Tourismus und internationale Logistik.
Besonders energieintensive Unternehmen können nicht jeden Kostenanstieg an ihre Kunden weitergeben. Sie reduzieren ihre Produktion, verschieben Investitionen oder verlagern Standorte. In Europa trifft dies auf eine Wirtschaft, die bereits mit hohen Lohn-, Regulierungs- und Kapitalkosten kämpft. Amerikanische Unternehmen zahlen häufig niedrigere Gaspreise, weil die Vereinigten Staaten über große eigene Vorkommen verfügen. Europäische Produzenten verlieren dadurch insbesondere bei Chemikalien, Düngemitteln, Metallen und Grundstoffen an Wettbewerbsfähigkeit.
Die Europäische Zentralbank hat ihre Inflationsprognose für 2026 wegen höherer Energie- und Lebensmittelpreise um 0,4 Prozentpunkte angehoben. Gegenüber der Projektion vom Dezember 2025 wurde das Wirtschaftswachstum des Euroraums für 2026 und 2027 zusammengenommen um etwa 0,5 Prozentpunkte nach unten korrigiert. Europäische Zentralbank
In einem weitergehenden Stressszenario mit physischen Lieferausfällen und schwer ersetzbaren Vorprodukten könnte das Wachstum des Euroraums 2026 zusätzlich um etwa 0,4 Prozentpunkte sinken. Die Inflation könnte auf ihrem Höhepunkt 2027 um 1,3 Prozentpunkte höher ausfallen als im Basisszenario. EZB-Szenarioanalyse
Unterschiedliche Belastung der Staaten
Deutschland trägt vor allem ein industrielles Risiko. Hohe Gaspreise treffen energieintensive Produktion und verschärfen die Standortdebatte.
Italien ist wegen des hohen Gasanteils an der Stromerzeugung empfindlich, verfügt aber über besser gefüllte Speicher und vielfältigere südliche Pipeline-Verbindungen.
Frankreich wird durch seine Kernenergie teilweise geschützt. Fällt jedoch eine größere Zahl von Reaktoren aus oder steigt der Strombedarf in einem kalten Winter stark, nimmt auch dort der Gasbedarf zu.
Spanien und Portugal profitieren von LNG-Terminals und einem hohen Anteil erneuerbarer Energien. Ihre Wirtschaft bleibt jedoch über Transport, Tourismus und Landwirtschaft gegenüber hohen Öl- und Düngemittelpreisen verwundbar.
Mittel- und osteuropäische Staaten tragen höhere Transportkosten und müssen ihre früher nach Osten ausgerichtete Infrastruktur an neue westliche und südliche Lieferwege anpassen.
Für die Schweiz sind weniger mögliche Rationierungen als vielmehr höhere Import-, Strom- und Transportpreise das wahrscheinlichere Problem. Hinzu kommt im Sommer 2026 das historisch niedrige Wasser im Rhein, das die Einfuhr von Mineralölprodukten zusätzlich erschwert. Die Versorgung mit Benzin und Diesel ist nach Einschätzung des Bundes zwar gesichert, bleibt aber logistisch angespannt. Bundesamt für wirtschaftliche Landesversorgung
Drei Szenarien für den Winter 2026/27
| Szenario | Voraussetzungen | Mögliche Folgen |
|---|---|---|
| Best Case | Dauerhafte Waffenruhe, weitgehende Öffnung von Hormus, schnelle Wiederaufnahme der LNG-Produktion am Golf, milder und windreicher Winter, stabile norwegische Lieferungen | Keine physische Mangellage; Gaspreise gehen deutlich zurück; Speicher bleiben am Winterende auf tragfähigem Niveau; Inflation lässt nach |
| Mittleres Szenario | Hormus bleibt nur teilweise passierbar, Lieferungen erholen sich langsam, durchschnittlicher Winter, anhaltend hohe LNG-Konkurrenz mit Asien | Versorgung bleibt gewährleistet, aber Gas- und Strompreise bleiben hoch; industrielle Produktion wird weiter gedrosselt; staatliche Entlastungsmaßnahmen nehmen zu |
| Worst Case | Erneute vollständige Blockade von Hormus, längerer Ausfall katarischer Anlagen, kalter Winter, schwache Wind- und Wasserkraftproduktion sowie zusätzlicher Ausfall einer norwegischen Pipeline oder eines LNG-Terminals | Preise steigen sprunghaft; Speicher leeren sich früh; Industrie muss Verbrauch reduzieren; Staaten aktivieren Notfallpläne, Solidaritätsmechanismen und möglicherweise Rationierungen |
Marktanalysen veranschlagen für einen Winter mit anhaltenden Störungen Gaspreise von 60 bis 80 Euro je Megawattstunde. In einem Szenario ohne katarisches LNG und mit überdurchschnittlich kaltem Wetter wären im Winterhalbjahr durchschnittlich etwa 110 Euro möglich. Würden Staaten darüber hinaus versuchen, am Winterende besonders hohe Restbestände zu erzwingen, könnten die Beschaffungskosten noch erheblich höher ausfallen. Diese Zahlen sind keine Prognose, sondern verdeutlichen die enorme Spannweite zwischen den Szenarien. Reuters
Welche Strategie Europa jetzt braucht
Eine kurzfristige Sicherheitsstrategie muss verhindern, dass der Markt das Befüllen der Speicher bis zum letzten Moment verschiebt. Gleichzeitig dürfen starre Füllvorgaben nicht selbst eine künstliche Nachfragewelle erzeugen, die Preise nach oben treibt. Die europäische Regelung hält deshalb grundsätzlich am 90-Prozent-Ziel fest, erlaubt jedoch bei schwierigen Marktbedingungen eine Abweichung um zehn Prozentpunkte und gegebenenfalls weitere fünf Prozentpunkte. Das Ziel kann innerhalb eines Zeitfensters zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember erreicht werden. Rat der Europäischen Union
Eine strategische Gasreserve kann sinnvoll sein, wenn sie klar definiert, zeitlich begrenzt und tatsächlich nur für schwere Krisen vorgesehen wird. Sie darf nicht dazu führen, dass private Händler ihre Vorsorge reduzieren, weil sie darauf vertrauen, dass der Staat im Notfall einspringt.
Ebenso wichtig sind langfristige Lieferverträge mit unterschiedlichen Produzenten. Spotmärkte schaffen Flexibilität, setzen Europa aber dem internationalen Preiswettbewerb aus. Eine Mischung aus Pipeline-Gas, langfristig gebundenem LNG und flexibel beschaffbaren Mengen ist robuster als die ausschließliche Abhängigkeit von einem einzigen Beschaffungsmodell.
Die dauerhaft wirksamste Sicherheitsmaßnahme bleibt jedoch eine geringere Nachfrage. Zwischen August 2022 und Januar 2026 reduzierte die EU ihren Gasverbrauch gegenüber dem Vorkrisendurchschnitt um rund 19 Prozent. Ein Teil davon beruht auf Effizienz, Wärmepumpen und erneuerbaren Energien; ein anderer Teil ist allerdings auf verlorene oder gedrosselte Industrieproduktion zurückzuführen. Verbrauchsrückgang ist deshalb nicht automatisch ein wirtschaftlicher Erfolg. Entscheidend ist, ob Gas durch produktivere Technologien ersetzt wird oder ob lediglich Produktion verschwindet.
Bis 2030 dürften erneuerbare Energien, Gebäudesanierungen, Wärmepumpen, Elektrifizierung und effizientere Industrieprozesse den europäischen Gasbedarf weiter senken. Das unabhängige Institute for Energy Economics and Financial Analysis erwartet zwischen 2025 und 2030 einen Rückgang des europäischen Gasverbrauchs um etwa 14 Prozent und der LNG-Nachfrage um rund 23 Prozent. Solche Prognosen sind mit Unsicherheit verbunden, zeigen aber die Richtung des strukturellen Wandels. IEEFA
Fazit: Keine unmittelbare Mangellage, aber ein gefährlich kleiner Sicherheitspuffer
Europa steht im August 2026 nicht vor leeren Leitungen. Die Versorgungssysteme sind vielfältiger, die LNG-Kapazitäten größer und die grenzüberschreitenden Verbindungen belastbarer als 2022. Norwegen, die Vereinigten Staaten, Nordafrika und weitere Produzenten können große Mengen liefern. Auch beim Öl ist die Zahl der Bezugsquellen deutlich gewachsen.
Doch die Sicherheitsmarge ist kleiner geworden. Die Speicher liegen unter dem langjährigen Niveau, die Vorräte unterscheiden sich stark zwischen den Staaten, und der globale LNG- und Ölmarkt hat bereits einen erheblichen Teil seiner Reserven aufgebraucht. Gleichzeitig bleibt die Straße von Hormus ein geopolitischer Engpass, dessen Bedeutung weit über die direkten europäischen Importmengen hinausreicht.
Der wahrscheinlichste Winter ist deshalb nicht einer der leeren Heizungen, sondern einer der hohen Preise, industriellen Belastungen und politischen Verteilungskonflikte. Eine tatsächliche Mangellage würde erst entstehen, wenn mehrere ungünstige Faktoren zusammenkommen: ein kalter Winter, schwache erneuerbare Stromproduktion, anhaltende Ausfälle am Golf und zusätzliche Störungen europäischer Importwege.
Gerade darin liegt die eigentliche Gefahr. Versorgungskrisen entstehen selten durch einen einzelnen Ausfall. Sie entstehen, wenn mehrere Sicherheiten gleichzeitig versagen. Europas Energiepolitik muss deshalb mehr leisten, als Speicherstände zu beobachten. Sie muss Reserven, Lieferverträge, Infrastruktur, industrielle Wettbewerbsfähigkeit und den Umbau des Energiesystems als zusammenhängende Aufgabe begreifen.
Die Alternative besteht nicht zwischen fossiler Versorgungssicherheit und Energiewende. Dauerhafte Versorgungssicherheit wird nur entstehen, wenn Europa kurzfristige fossile Reserven klug absichert und zugleich seine strukturelle Abhängigkeit von importiertem Gas und Öl schneller verringert.
