Gasspeicher nur zu 50 % gefüllt: Was LNG-Terminals jetzt leisten können – und was nicht
Deutschlands Gasspeicher sind nur zu rund 50 % gefüllt. Dabei laufen die LNG-Terminals längst auf Rekordniveau. Warum das nicht reicht und was die fünf deutschen Standorte jetzt leisten müssen.
Der Industriehafen Mukran auf Rügen. Das privat betriebene LNG-Terminal war im vergangenen Winter nach Betreiberangaben das einspeisestärkste in Deutschland.
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So leer waren Deutschlands Gasspeicher um diese Jahreszeit seit mindestens 15 Jahren nicht. Am 18. August lag der Füllstand bei 50 %, meldet die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB Gas). Zum 1. November verlangt die Gasspeicherfüllstandsverordnung eigentlich 80 % für die meisten Speicher und 45 % für sechs träge Porenspeicher; über alle Anlagen gerechnet ergibt das laut FNB Gas ein Ziel von 71 %. Das zu erreichen, hält der Verband für kaum noch realistisch.
Der Grund ist einfach: Seit die iranischen Angriffe auf katarische Gasanlagen die Exporte des Emirats einbrechen ließen, sind die Weltmarktpreise für Gas gestiegen. Händler, die sonst im Sommer günstig einkaufen und -speichern, um in der Heizperiode teurer zu verkaufen, halten sich zurück. Derzeit fließen täglich nur rund 0,5 TWh in die Untergrundspeicher. Um das Ziel zu schaffen, müsste die Branche über Wochen mehr als 1,2 TWh pro Tag einlagern, mehr als je am Markt beobachtet wurde.
Und dabei laufen die deutschen LNG-Terminals schon auf Hochtouren. Mehr als 25 TWh speisten allein die drei staatlich betriebenen Anlagen in Wilhelmshaven und Brunsbüttel im ersten Quartal 2026 ins Netz ein, so viel wie nie zuvor in einem Dreimonatszeitraum, meldete die bundeseigene Deutsche Energy Terminal GmbH (DET). Können die Importterminals die Speicherlücke ausgleichen?
Nein, sagen die Fernleitungsnetzbetreiber. An einem kalten Wintertag decken die inländischen Terminals nur knapp 10 % des Leistungsbedarfs aller Kunden. „LNG allein reicht nicht aus“, so Matthias Jenn, Vorstandsvorsitzender des FNB Gas. Er fordert vom Gesetzgeber sogar eine Speicherpflicht für Händler. Aber was genau leisten die fünf deutschen LNG-Standorte derzeit eigentlich, wo hakt es, und warum können sie den Winter nicht allein stemmen können?
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Importe auf Rekordniveau
Die deutschen LNG-Terminals liefern derzeit so viel wie nie. Schon 2025 speisten sie nach vorläufigen Zahlen der Bundesnetzagentur (BNetzA) 106 TWh Erdgas ins Netz ein, ein Rekordwert und 10,3 % der gesamten deutschen Gasimporte. In diesem Jahr geht es steil weiter. Auf das Rekordquartal zu Jahresbeginn folgte ein starkes Frühjahr.
In seiner Halbjahresbilanz meldete der NDR Anfang Juli für Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Mukran ein Importplus von über 70 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Das Terminal in Mukran auf Rügen war nach Angaben der Betreiberin Deutsche ReGas über die Wintersaison mit 22 TWh die leistungsstärkste LNG-Importinfrastruktur Deutschlands.
Eine ausgeprägte Kälteperiode hatte im Januar den Verbrauch in die Höhe getrieben und die Speicher stärker als in den Vorjahren geleert. Zugleich fielen mit dem Iran-Krieg ab dem Frühjahr große Mengen katarischen Flüssigerdgases auf dem Weltmarkt aus. Europa kauft seither noch mehr Gas in den USA ein. Nach Daten des Instituts für Energiewirtschaft und Finanzanalyse (IEEFA) stammten im ersten Quartal 2026 bereits 89 % der deutschen LNG-Importe aus den Vereinigten Staaten.
Warum volle Terminals leere Speicher nicht ersetzen
Bei all den Rekorden gibt es eine physikalische Grenze für die Speicherung. Die Untergrundspeicher decken an kalten Wintertagen Lastspitzen ab, die kein Importweg ersetzen kann. Nach der Analyse im Bericht zur Versorgungssicherheit 2026, den der FNB Gas im Mai veröffentlicht hat, können die inländischen LNG-Terminals nur knapp 10 % des Leistungsbedarfs aller Kunden an einem Wintertag beitragen.
Händler können ihre Liefermengen demnach nur durch eine Kombination aus LNG- und Speichermengen absichern. Verbandschef Jenn benennt drei Risiken für den kommenden Winter:
- niedrige LNG-Importe
- späte oder lange Kälteperioden
- Infrastrukturausfälle
Bei kritisch niedrigen Füllständen steige das Risiko von Leistungslücken deutlich an.
Wo befinden sich die LNG-Terminals in Deutschland?
Deutschland setzt bislang auf schwimmende Terminals, sogenannte FSRUs (Floating Storage and Regasification Units). Die Spezialschiffe nehmen das auf minus 162 °C gekühlte Flüssigerdgas von Tankern auf, erwärmen es wieder in den gasförmigen Zustand und speisen es über Pipelines ins Fernleitungsnetz ein. Nach dem Wegfall der russischen Lieferungen ließen sie sich deutlich schneller installieren als feste Anlagen an Land und gingen 2022/23 in historisch kurzer Zeit in Betrieb; sie erreichen allerdings auch geringere Kapazitäten als viele onshore-Terminals.
Vier FSRUs sind derzeit in Betrieb. Die staatliche Deutsche Energy Terminal GmbH (DET) verantwortet die beiden Terminals vor Wilhelmshaven und den Standort Brunsbüttel, im September soll mit Stade ihr viertes Terminal folgen. Das größte Einzelterminal in Mukran auf Rügen betreibt die private Deutsche ReGas, die dort inzwischen nur noch mit einem von ursprünglich zwei Schiffen arbeitet. Der frühere Standort Lubmin liegt still.
- 2025 speisten die DET-Terminals rund 79 TWh ein, rechnerisch der Jahresverbrauch von mehr als 5,6 Mio. Vierpersonenhaushalten.
- Mukran steuerte laut Deutscher ReGas weitere 26,5 TWh bei.
Auch für die Nachbarländer sind die Terminals wichtiger geworden. Seit dem Auslaufen russischer Transportverträge nach Österreich Anfang 2025 ist Deutschland wieder eine Drehscheibe für Gasimporte. „Das heißt, dass gerade Österreich, Tschechien, die Schweiz und zum Teil auch Ungarn, die Slowakei und Slowenien über Deutschland versorgt werden“, erklärte der Gasexperte Sebastian Gulbis vom Beratungsunternehmen Enervis der dpa. „Wir sind wieder ein deutlich wichtigeres Transitland geworden.“
Wilhelmshaven
Mit dem Terminal Wilhelmshaven 1 stieg Deutschland im Dezember 2022 in den LNG-Import ein. Herzstück ist die FSRU Höegh Esperanza, ein 294 m langes Spezialschiff mit einer Ladekapazität von 170.000 m³ LNG und einer Regasifizierungskapazität von bis zu 4,7 Mrd. m³ Erdgas pro Jahr. Betreiber ist Uniper im Auftrag der DET.
Die Auslastung von Wilhelmshaven 1 schwankte in den ersten Jahren mit dem Markt.
- 2023 lag sie im Schnitt bei 81 %.
- 2024 sank sie auf 64 %, weil die Speicher gut gefüllt waren und die Nachfrage nachließ.
- 2025 zog sie wieder auf rund 80 % an.
Seit Ende August 2025 ist mit der FSRU Excelsior ein zweites Regasifizierungsschiff vor Wilhelmshaven in Betrieb und speist bis zu 4,3 Mrd. m³ jährlich ein.
Zusammen mit Brunsbüttel bilden die beiden Wilhelmshavener Schiffe heute das Rückgrat der deutschen LNG-Versorgung. Schon im dritten Quartal 2025 kamen laut BNetzA 33 der insgesamt 35 TWh deutscher LNG-Importe über die Terminals. Auch am Rekordquartal zu Beginn dieses Jahres hatten sie den größten Anteil.
Vom Erdgas zu grünen Molekülen
Langfristig soll der Standort mehr können als LNG. Uniper plant hier ein Wasserstoff-Importterminal, das jährlich bis zu 2,6 Mio. t Ammoniak anlandet und mit großtechnischen Crackern wieder in rund 350.000 t Wasserstoff zerlegt. Im Mai startete dafür die Kapazitätsvergabe, die Inbetriebnahme strebt das Unternehmen für die frühen 2030er Jahre an. Dazu kommt ein Elektrolyseur mit zunächst 200 MW Leistung. Auch Tree Energy Solutions hat am Standort Pläne für den Import grüner Moleküle wie synthetischem Methan.
Brunsbüttel
Das Terminal Brunsbüttel liegt strategisch günstig am Schnittpunkt von Elbe und Nord-Ostsee-Kanal und startete im Februar 2023 in den Betrieb. Im Einsatz ist die Höegh Gannet, ein baugleiches Schwesterschiff der Höegh Esperanza, betrieben von der deutschen Tochter der niederländischen Gasunie im Auftrag der DET. Nach einer zweimonatigen Werftpause ging das Schiff im November 2025 wieder ans Netz und lieferte im Rekordquartal Anfang 2026 kräftig mit.
Wie stark die Anlage tatsächlich ausgelastet ist, war lange umstritten. Für 2024 nannte die DET offiziell 68 %, die Deutsche Umwelthilfe hielt dagegen, dass diese Zahl auf einer gedrosselten Gesamtkapazität beruhe und die reale Auslastung eher bei 49 % liege. Über alle drei Terminals hinweg gibt die DET seit Inbetriebnahme im Schnitt 65 % an.
Land in Sicht
Als erster deutscher Standort bekommt Brunsbüttel eine feste Anlage an Land. Das German LNG Terminal des Konsortiums aus Gasunie, RWE und der bundeseigenen KfW soll nach Angaben der Betreibergesellschaft 2027 zunächst in den Probe- und dann in den Regelbetrieb gehen und jährlich 8 Mrd. m³ bis 10 Mrd. m³ importieren können. Der erste der beiden Tanks mit je 165.000 m³ Fassungsvermögen steht bereits. Die Anlage ist „ammonia-ready“ konzipiert, lässt sich also später für den Import von Ammoniak als Wasserstoffträger umrüsten.
Mukran auf Rügen
Das privat betriebene Terminal im Hafen Mukran bleibt das umstrittenste des Landes, hat im vergangenen Winter aber eine wichtige Rolle gespielt. Nach Angaben der Deutschen ReGas flossen in der Heizperiode 22 TWh über den Standort ins Netz, im vierten Quartal 2025 und im Winterhalbjahr war Mukran damit das einspeisestärkste Terminal Deutschlands. Im März 2026 erteilte das Staatliche Amt für Landwirtschaft und Umwelt Vorpommern zudem die dauerhafte Betriebsgenehmigung, der Provisoriumsstatus ist damit beendet.
Zugleich fährt das Terminal nur noch mit halber Kraft. Von den ursprünglich zwei FSRUs liegt heute allein die Neptune in Mukran. Den Chartervertrag für das zweite Schiff, die Energos Power, kündigte die Deutsche ReGas Anfang 2025, im Sommer einigte sie sich mit dem Bundeswirtschaftsministerium auf die Auflösung des Untercharters. Hintergrund war ein Streit über die Vermarktungspolitik der staatlichen Konkurrenz, der ReGas warf der DET vor, mit zu niedrigen Entgelten Ladungen an die Nordsee zu ziehen.
Bis 2027 will das Unternehmen wieder eine zweite FSRU stationieren und damit die genehmigte Kapazität von 13,5 Mrd. m³ pro Jahr erreichen, ein Vergabeverfahren dafür läuft. Für 2026 waren nach Unternehmensangaben bereits im Herbst 80 % der Kapazitäten gebucht.
Stade
In Stade an der Unterelbe wartet die deutsche LNG-Landschaft seit mehr als zwei Jahren auf ihren fünften Standort. Die dafür vorgesehene FSRU Energos Force mit 174.000 m³ Speicherkapazität machte im März 2024 erstmals im eigens gebauten Energiehafen fest, eingespeist wurde seither kein Kubikmeter. Ein Vertragsstreit zwischen der DET und dem Konsortium Hanseatic Energy Hub (HEH) über die Verladeinfrastruktur legte das Projekt lahm, im November 2025 übernahm die DET die Fertigstellung selbst. Das Schiff wurde zwischenzeitlich nach Jordanien unterverchartert.
Im Juni kündigte die DET an, das Terminal solle im September 2026 in Betrieb gehen, rechtzeitig zur Heizperiode. Die Energos Force muss dafür allerdings erst aus dem Golf von Akaba zurückkehren. Vertraglich sei das gesichert, so die DET.
Landterminal verschiebt sich Richtung 2029
Die langfristige Zukunft des Standorts liegt an Land, doch auch hier verzögert sich der Plan. Das von HEH geplante feste Terminal mit 13,3 Mrd. m³ Jahreskapazität, eines der größten Projekte Europas, sollte ursprünglich 2027 übernehmen. Inzwischen rechnet die Projektgesellschaft mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2029. Bei der BNetzA läuft ein Verfahren zur Verlängerung der Inbetriebnahmefrist.
Die kommerzielle Basis steht allerdings, ein Großteil der Kapazität ist langfristig an EnBW, SEFE und den tschechischen Energiekonzern ČEZ vergeben. Allein die Tschechen wollen 15 Jahre lang jährlich 2 Mrd. m³ abnehmen.
Lubmin
Lubmin war Anfang 2023 einer der ersten deutschen LNG-Standorte, seit dem Umzug der Neptune nach Mukran im Herbst 2024 ruht der Betrieb. Wegen der geringen Wassertiefe mussten kleinere Shuttle-Tanker das LNG anliefern, das machte den Standort teuer und gegenüber den großen Terminals chancenlos.
Die Deutsche ReGas plant hier gemeinsam mit Höegh das nach eigenen Angaben weltweit erste schwimmende Importterminal, das grünen Ammoniak großtechnisch zu Wasserstoff umwandelt, mit einer Kapazität von rund 30.000 t Wasserstoff pro Jahr. Der ursprünglich für Anfang 2026 angekündigte Start steht allerdings noch aus, einen neuen Zeitplan hat das Unternehmen bislang nicht öffentlich genannt. Parallel dazu plant die ReGas am Standort eine Großelektrolyse zur eigenen Wasserstoffproduktion. Dieses Projekt sicherte sich im Mai 2025 eine Förderzusage über 112 Mio. €.
Weltmarkt: Teuer, umkämpft, amerikanisch
Dass die Speicher trotz Rekordimporten leer bleiben, liegt am Weltmarkt. Seit die iranischen Angriffe auf katarische Gasanlagen die Exporte des Emirats einbrechen ließen, konkurriert Europa noch härter mit Asien um freie LNG-Ladungen. Entsprechend hoch sind die Preise, die den Händlern laut FNB Gas den Anreiz zum Einspeichern nehmen.
Profiteur der Lage sind die USA. Nach dem IEEFA-Tracker vom Mai lieferten sie im ersten Quartal 2026 63 % der europäischen LNG-Importe, in Deutschland lag ihr Anteil sogar bei 89 %. Für das Gesamtjahr erwartet das Institut zwei Drittel, bis 2028 hält es bis zu 80 % für möglich.
Zugleich erreichten die russischen LNG-Importe der EU im ersten Quartal einen Rekordwert: Sie stiegen um 16 % gegenüber dem Vorjahr. Der Krieg im Nahen Osten habe Europa abhängiger von seinen beiden größten LNG-Lieferanten USA und Russland gemacht, warnt IEEFA-Analystin Ana Maria Jaller-Makarewicz.
Puffer ja, Rettung nein
Die deutschen LNG-Terminals leisten in diesem Jahr mehr als je zuvor, als flexible Importwege, als Ausgleich für schwankende Pipeline-Lieferungen und als Drehscheibe für die Nachbarländer. Den Winter allein sichern können sie trotzdem nicht. Nach der Analyse des FNB Gas decken die inländischen Terminals an einem kalten Wintertag höchstens knapp 10 % des Leistungsbedarfs aller Kunden. Den weitaus größeren Teil müssen Pipelineimporte liefern, die Lastspitzen an den kältesten Tagen die Gasspeicher.
Ob genug davon eingelagert wird, entscheidet bis November der Markt. Der FNB Gas hält das für riskant und fordert eine gesetzliche Pflicht für Händler, Liefermengen über Speicher abzusichern. Die Erfahrung aus der Gasversorgungskrise 2022 zeigt, was passiert, wenn der Markt es allein nicht regelt: Damals musste der Bund mit Milliardenbeträgen einspringen, um die Speicher zu füllen.
Langfristig ist LNG ohnehin als Übergangstechnologie gedacht. Nach dem LNG-Beschleunigungsgesetz dürfen die Anlagen ab 2044 nur noch klimaneutralen Wasserstoff und seine Derivate verarbeiten, landgebundene Terminals können alternativ auch auf synthetisches Methan oder Biomethan umstellen. Womöglich erleben die Erdgas-Terminals also ein zweites Leben als Eintrittstor für grüne Moleküle.
(Mit Material der dpa)
Quellen
- Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas: Mitteilung „Fernleitungsnetzbetreiber sehen historisch niedrigen Speicherfüllstand“ (19.8.2026) sowie Bericht zur Versorgungssicherheit 2026
- Bundesnetzagentur: Aktuelle Lage der Gasversorgung und Verlauf der Speicherfüllstände
- § 1 Gasspeicherfüllstandsverordnung (GasSpFüllstV)
- § 5 LNG-Beschleunigungsgesetz (LNGG)
- Deutsche Energy Terminal GmbH: Terminals und Terminal-Auslastung
- Deutsche ReGas: Energie-Terminal „Deutsche Ostsee“ Mukran und H2-Importterminal Lubmin
- German LNG Terminal GmbH, Brunsbüttel
- Uniper: Open Season für das Wasserstoff-Importterminal Wilhelmshaven
- IEEFA: European LNG Tracker (Mai 2026)
- NDR: Halbjahresbilanz der norddeutschen LNG-Terminals (5. Juli 2026)
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