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Chris Autor
System Thinker for a Sustainable Industry Transition in EU
· · 9 Min. Lesezeit

Von Moskau nach Washington – und wie wir da wieder rauskommen

Die deutschen Gasspeicher sind Mitte September zu gut 55 Prozent gefüllt, das sind rund 136 Terawattstunden. Die Bundesnetzagentur weist darauf hin, dass das schon etwas mehr ist, als im gesamten letzten Winter entnommen wurde – knapp 134 Terawattstunden –, und dass bis Ende Oktober noch eingespeichert werden kann. Das ist richtig. Es ist auch die freundlichste Lesart, die die Zahlen zulassen. Der Gaspreis liegt rund 134 Prozent über dem Vorjahresniveau, und ein normaler Winter braucht nach den Szenarien der Speicherbetreiber zum 1. November etwa 77 Prozent.

Ich habe über die Speicher vor zwei Wochen geschrieben. Heute geht es um die Frage dahinter: Woher kommt das Gas, das die Lücke füllen soll – und wem gehört damit unser Winter?

Die Antwort heißt USA, und das sollte niemanden beruhigen

2025 stammten 96 Prozent des Flüssiggases, das über die deutschen Terminals kam, aus den USA. Das sind gut zehn Prozent aller deutschen Gasimporte. Rechnet man das amerikanische LNG hinzu, das über Belgien und die Niederlande weitergeleitet wird, liegt der US-Anteil bei etwa einem Fünftel. Auf EU-Ebene kamen im ersten Quartal 2026 29 Prozent aller Gasimporte aus den USA, beim Flüssiggas allein waren es 57 Prozent. Norwegen bleibt mit 44 Prozent der wichtigste Lieferant Deutschlands – per Pipeline, langfristig vertraglich abgesichert, und an der Kapazitätsgrenze.

Dazu kommt ein Vertrag: Im Turnberry-Abkommen vom Juli 2025 hat sich die EU verpflichtet, bis Ende 2028 US-Energie im Wert von rund 750 Milliarden Dollar abzunehmen, überwiegend LNG und Öl – im Gegenzug für einen Zolldeckel von 15 Prozent. Wir haben die Abhängigkeit also nicht nur hingenommen, wir haben sie unterschrieben.

Nun ist die Abhängigkeit von den USA nicht dieselbe wie die von Russland, und wer beides gleichsetzt, macht es sich zu leicht. Russland konnte eine Pipeline abdrehen; das Gas war physisch weg. Amerikanisches LNG ist Handelsware auf einem Weltmarkt. Würde Washington die Exporte nach Europa stoppen, ginge das Gas nach Asien, und wir kauften anderes Gas von dort weg – teurer, aber verfügbar. Ein Marktexperte, den ntv dazu befragt hat, hält deshalb schon die Ankündigung eines Exportstopps für das eigentliche Druckmittel: Sie treibt den Preis, nicht die Verfügbarkeit. Das ist der Unterschied. Moskau hatte den Hebel am Ventil. Washington hat ihn am Preis.

Für einen Haushalt, der im Januar heizt, ist das kein Trost. Und für die Chemieindustrie, die in Deutschland der größte industrielle Gasverbraucher ist, entscheidet der Preis darüber, ob ein Standort produziert oder nicht.

Was für diesen Winter geht

Die McKinsey-Analyse vom März kommt zu einem nüchternen Befund: Die Versorgung ist heute robuster als 2022 und ein Ausfall lässt sich technisch kompensieren – zu hohen Kosten und mit spürbaren Risiken. Die Bausteine dafür sind bekannt, und sie sind endlich.

Erstens: jetzt einspeichern. Sechs Wochen bleiben. Dass die Wirtschaftsministerin ein staatliches Eingreifen ablehnt, ist eine Entscheidung, keine Naturgesetz. Eine staatlich beschaffte Reserve von zehn Terawattstunden würde die Versicherung kaufen, die der Markt bei negativer Sommer-Winter-Preisdifferenz nicht kauft. Sie kostet Geld, das die Bundesnetzagentur ohnehin über die Umlage verteilen müsste – nur eben vor dem Winter statt danach.

Zweitens: Pipeline ausreizen. Norwegen liefert nahe der Kapazitätsgrenze, viel mehr geht dort nicht. Aus Frankreich sind seit diesem Jahr rund sieben Milliarden Kubikmeter möglich, nachdem die Deodorierungsanlage steht, die den Gasfluss nach Osten bisher begrenzt hat. Das ist die stillste und robusteste Reserve, die wir haben.

Drittens: LNG breiter einkaufen. Katars Exportinfrastruktur ist beschädigt und fällt mittelfristig aus. Bleiben Kanada, Nigeria, Algerien, Ägypten – teurer, weiter weg, aber nicht an Washington gebunden. Und es bleibt eine Hausaufgabe, die peinlich ist: Das Terminal in Stade könnte 7,7 Milliarden Kubikmeter im Jahr regasifizieren, ins Netz einspeisen kann es bis Jahresende 1,7. Die Netzanbindung wurde erst im März planfestgestellt. Wir haben Terminals gebaut und die Leitung vergessen.

Viertens: Nachfrage. Vierzig Prozent des deutschen Gasverbrauchs entfallen auf Haushalte und Gewerbe, sechzig auf die Industrie. Ein Grad weniger Raumtemperatur spart rund sechs Prozent. In der Stromerzeugung lassen sich Gaskraftwerke für einige Wochen durch Kohle und Öl ersetzen – klimapolitisch ein Rückschritt, versorgungspolitisch ein Puffer. Und die Industrie hat 2022 gezeigt, dass Fuel-Switch und Prozessanpassung im zweistelligen Prozentbereich möglich sind, wenn der Preis es erzwingt.

Fünftens: europäisch einkaufen statt gegeneinander. Die EU-Plattform für gemeinsame Beschaffung existiert seit 2023. Wenn im Januar zwanzig Länder um dieselben Tanker bieten, gewinnt der Tanker.

Das reicht für einen normalen Winter. Für einen kalten Januar reicht es vermutlich mit Preisen, die wir 2022 schon einmal gesehen haben. Für einen kalten Januar mit einem Lieferstopp aus Washington reicht es nicht ohne Einschnitte. Das ist die Lage, und sie war vermeidbar.

Der einzige Ausweg: weniger Gas brauchen

Alles Bisherige verwaltet das Problem. Gelöst wird es nur an einer Stelle: bei der Menge Erdgas, die wir überhaupt noch importieren müssen. Jede Terawattstunde, die aus dem System verschwindet, ist eine, um die weder Moskau noch Washington noch Doha mit uns verhandeln kann.

Der Weg dahin hat drei Schichten, und sie greifen ineinander.

Die erste Schicht ist Elektrifizierung. Strom aus Wind und Sonne ist die einzige Energie, die in Deutschland selbst entsteht, in relevanter Menge. Wärmepumpen statt Gasthermen, elektrische Prozesswärme statt Gasbrennern in der Industrie, batterieelektrische Lkw statt Diesel – darüber habe ich vor einer Woche geschrieben. Der Preis dafür ist ein Stromsystem, das doppelt so groß wird: Der Jahresbedarf steigt von rund 500 auf über 1.100 Terawattstunden bis 2038, die Spitzenlast von 80 auf gut 190 Gigawatt, vor allem durch Wärmepumpen im Winter. Der Netzentwicklungsplan rechnet mit 630 Gigawatt Netzleistung gegenüber 200 heute. Das ist die größte Infrastrukturaufgabe seit dem Wiederaufbau, und sie ist die Voraussetzung für alles andere.

Die zweite Schicht sind Batterien. Im Juni 2026 waren in Deutschland rund 30 Gigawattstunden Batteriespeicher installiert. Sie gleichen Stunden aus – Mittag gegen Abend, Wind gegen Flaute über Nacht. Das können sie sehr gut, sehr schnell und inzwischen sehr günstig. Was sie nicht können: eine Woche Dunkelflaute im Januar überbrücken. Kein realistischer Batterieausbau ändert daran etwas. Für Stunden sind Batterien die Antwort. Für Tage und Wochen braucht es ein anderes Medium.

Die dritte Schicht ist Wasserstoff – als Brücke und als Speicher. Hier lohnt es sich, genau zu sein, weil um Wasserstoff viel Unsinn geredet wurde. Wasserstoff wird keine Heizung betreiben; dafür ist er zu teuer und zu ineffizient. Wasserstoff wird auch keine Lkw fahren, das hat der Markt entschieden. Wasserstoff hat zwei Aufgaben, und beide sind unverzichtbar.

Die eine ist die Brücke: Das Kraftwerkssicherheitsgesetz schreibt seit diesem Jahr 12 Gigawatt neue Kapazität aus, wasserstofffähige Gaskraftwerke, Speicher und flexible Lasten. Diese Kraftwerke laufen zunächst mit Erdgas, wenige hundert Stunden im Jahr, genau in der Dunkelflaute – und werden umgestellt, sobald Wasserstoff da ist. Dazu kommt das Kernnetz: rund 9.000 Kilometer bis 2032, zu 60 Prozent umgewidmete Erdgasleitungen. Wir bauen die Wasserstoffwirtschaft buchstäblich in die Röhren, durch die heute noch das Gas aus Texas fließt.

Die andere Aufgabe ist der saisonale Speicher. Sommerstrom, der im Juli zu viel ist, wird per Elektrolyse zu Wasserstoff, in Kavernen gespeichert und im Januar verstromt. Das ist ineffizient – auf dem Weg gehen zwei Drittel der Energie verloren – und es ist trotzdem der einzige Weg, Energie von einer Jahreszeit in die andere zu bringen. Deutschland hat dafür einen geologischen Vorteil, den fast kein Nachbar hat: Salzstöcke, in denen sich Kavernen anlegen lassen. RWE nimmt in Gronau-Epe 2027 den ersten kommerziellen Wasserstoffspeicher in Betrieb, 28 Millionen Kubikmeter. Die heutigen Erdgasspeicher fassen 250 Terawattstunden; als Wasserstoffspeicher wären das wegen der geringeren Energiedichte nur rund 50. Eine neue Kaverne braucht elf Jahre von der Planung bis zum Betrieb.

Elf Jahre. Wer 2037 saisonal speichern will, muss 2026 anfangen. Das ist keine Metapher, das ist die Bauzeit.

Wo wir tatsächlich stehen

Ehrlich betrachtet: Der Hochlauf stockt. Von den zehn Gigawatt Elektrolyse, die bis 2030 stehen sollten, ist ein Bruchteil in Betrieb. Die Stahlkonzerne verschieben ihre Direktreduktionsanlagen. Uniper plant größere Speicherkapazitäten erst ab Mitte der 2030er, unter der Bedingung, dass es sich rechnet. Und die Netzentgelte haben sich in fünf Jahren verdoppelt.

Man kann daraus schließen, dass die Transformation gescheitert sei. Ich schließe das Gegenteil daraus. Der Winter 2026/27 zeigt, was die Alternative kostet: Wir zahlen das Zweieinhalbfache für Gas, dessen Herkunft wir uns nicht aussuchen können, an einen Lieferanten, der den Preis als politisches Instrument versteht, und wir haben es vertraglich bis 2028 festgeschrieben. Jeder Euro, der in eine Wärmepumpe, in ein Umspannwerk oder in eine Kaverne fließt, ist ein Euro, den wir nicht jedes Jahr aufs Neue nach Texas überweisen.

Die Speicher retten diesen Winter. Die Transformation rettet die nächsten zwanzig. Beides zusammen wäre Vorsorge. Eines allein ist Hoffnung.

Meine Frage an Sie: Wo würden Sie den ersten Euro hinlegen – in die strategische Gasreserve für diesen Winter oder in die Kaverne, die 2037 fertig ist?

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