von Marcel Linnemann
Energie ist verfügbar – aber der Preis für diese Sicherheit steigt – Stand: 25. Juli 2026
Die häufig verwendete Aussage, Deutschlands Energieversorgung sei gesichert, ist technisch nicht falsch. Sie ist nur zu eng. Sie beschreibt im Wesentlichen, dass gegenwärtig Gas durch die Leitungen fließt, Kraftstoffe verfügbar sind und das Stromnetz stabil betrieben wird. Für eine ernsthafte Bewertung der kommenden Monate reicht das nicht aus.
Versorgungssicherheit ist keine Ja-Nein-Frage. Entscheidend ist nicht allein, ob sich irgendwo auf dem Weltmarkt noch Gas oder Öl beschaffen lässt. Entscheidend ist, ob die benötigten Mengen im richtigen Moment, über belastbare Transportwege und zu Preisen verfügbar sind, die Haushalte, Unternehmen und öffentliche Haushalte verkraften können. Eine Volkswirtschaft kann physisch ausreichend mit Energie versorgt sein und wirtschaftlich trotzdem erheblichen Schaden nehmen.
Genau darin liegt das zentrale Risiko für Deutschland vor dem Winter 2026/27. Eine unmittelbare Mangellage ist derzeit nicht das wahrscheinlichste Szenario. Der Sicherheitspuffer ist jedoch kleiner als üblich, während sich mehrere Risiken überlagern: schwach gefüllte Gasspeicher, hohe Importabhängigkeit, ein durch den Irankrieg erheblich gestörter Ölmarkt, knappe Märkte für Diesel und Flugkraftstoff, ein teurerer LNG-Weltmarkt und eine deutsche Wirtschaft, deren energieintensive Teile bereits seit Jahren unter Druck stehen.
Die Lage ist deshalb ernster, als es die ruhige Versorgung im Hochsommer vermuten lässt. Nicht, weil im Dezember zwangsläufig Heizungen ausfallen oder Tankstellen leerbleiben werden. Sondern weil Deutschland möglicherweise erneut gezwungen sein wird, sich die physische Versorgungssicherheit mit sehr hohen Preisen, staatlichen Stützungsmaßnahmen und einer weiteren Schwächung industrieller Produktion zu erkaufen.
Der schmale Puffer im Gasmarkt
Die deutschen Gasspeicher waren am 23. Juli 2026 zu rund 46 Prozent gefüllt. Das sind etwa 22 Prozentpunkte weniger als im Durchschnitt der Jahre 2017 bis 2021. Bei einer gesamten Speicherkapazität von knapp 250 Terawattstunden befinden sich damit derzeit ungefähr 113 Terawattstunden Gas in den Speichern. Anfang Juli hatte der Füllstand erst bei 41 Prozent gelegen.
Ein Füllstand von 46 Prozent bedeutet für sich genommen noch keine Krise. Die Speicher sind nicht dafür vorgesehen, den gesamten deutschen Gasverbrauch zu decken. Sie gleichen vielmehr den saisonalen Unterschied zwischen relativ gleichmäßigen Importen und einem stark steigenden Winterverbrauch aus. Während Deutschland in einer Sommerwoche teilweise nur etwa zehn bis elf Terawattstunden verbraucht, können es im Winter mehr als 30 Terawattstunden sein. Gerade diese zusätzliche Wintermenge muss zu einem erheblichen Teil aus den Speichern kommen.
Die Speichergröße sollte deshalb nicht überschätzt werden. Die derzeit eingelagerten rund 113 Terawattstunden entsprechen lediglich etwa 13 Prozent des deutschen Gasverbrauchs von 864 Terawattstunden im Jahr 2025. Würden die laufenden Importe vollständig ausfallen – ein extremes und gegenwärtig nicht wahrscheinliches Szenario –, entspräche der aktuelle Speicherinhalt bei einem hohen Winterverbrauch nicht einmal vier Wochen des Bruttobedarfs. Die Versorgungssicherheit hängt daher grundsätzlich davon ab, dass auch während des Winters erhebliche Mengen aus Norwegen, über die Niederlande und Belgien sowie über LNG-Terminals nach Europa gelangen.
Der kritischere Punkt ist das bisherige Auffülltempo. Vom 1. bis zum 23. Juli stieg der Füllstand ungefähr von 41 auf 46 Prozent. Das entspricht netto rund 12,3 Terawattstunden oder durchschnittlich etwa 0,56 Terawattstunden pro Tag. Wird dieses Tempo als reine Rechenübung bis zum 1. November fortgeschrieben, käme Deutschland auf einen Füllstand von knapp 69 Prozent. Das ist keine Prognose, weil Einspeicherungen stark schwanken und im Spätsommer beschleunigt werden können. Die Rechnung zeigt aber, dass der bisherige Verlauf nicht auf einen komfortablen Winterstart hinausläuft.
Um bis zum 1. November die gewichtete gesetzliche Vorgabe von rund 70 Prozent zu erreichen, müssten noch etwa 59 Terawattstunden eingelagert werden, im Durchschnitt knapp 0,6 Terawattstunden pro Tag. Für 80 Prozent wären rund 84 Terawattstunden beziehungsweise 0,84 Terawattstunden pro Tag erforderlich. Das Einspeichertempo müsste dafür gegenüber dem bisherigen Juliverlauf um ungefähr 50 Prozent steigen. Für einen Füllstand von 90 Prozent wäre mit rund 1,08 Terawattstunden pro Tag annähernd eine Verdopplung des bisherigen Tempos notwendig. Eigene Berechnung auf Grundlage einer Kapazität von rund 246,5 Terawattstunden und der veröffentlichten Speicherstände.
Technisch sind höhere Einspeicherungen möglich. Das Problem liegt derzeit vor allem in den wirtschaftlichen Anreizen. Gas für eine kurzfristige Lieferung war zeitweise teurer als Gas für den kommenden Winter. Wer unter solchen Bedingungen heute Gas kauft, Speicherkosten bezahlt und das Gas später zu einem niedrigeren Terminpreis verkaufen müsste, macht voraussichtlich Verlust. Die Speicherwirtschaft spricht deshalb von einem anhaltend negativen Sommer-Winter-Preisunterschied, der eine Befüllung wirtschaftlich unattraktiv macht.
Darin zeigt sich eine Schwäche der gegenwärtigen Konstruktion: Die Gesellschaft erwartet einen hohen Speicherstand als öffentliche Sicherheitsleistung, die tatsächliche Befüllung folgt jedoch weitgehend privatwirtschaftlichen Preissignalen. Solange das Einlagern von Gas Geld kostet, statt einen erwartbaren Handelsgewinn zu ermöglichen, ist keineswegs garantiert, dass gebuchte Speicherkapazitäten auch tatsächlich genutzt werden.
Auch die gesetzliche Mindestvorgabe von etwa 70 Prozent sollte nicht mit einem belastbaren Sicherheitsniveau verwechselt werden. Der Wert entsteht daraus, dass für die meisten Speicher zum 1. November ein Ziel von 80 Prozent gilt, für sechs große Anlagen jedoch nur 45 Prozent. In der gewichteten Gesamtbetrachtung ergeben sich dadurch rund 70 Prozent. Das ist eine regulatorische Untergrenze, aber kein nachgewiesener Schutz gegen einen außergewöhnlich kalten Winter oder gegen größere Importstörungen.
Der Speicherbetreiberverband INES hat für den Winter verschiedene Temperaturverläufe modelliert. Bei durchschnittlichen oder milden Temperaturen würde ein Füllstand von 76 Prozent nach diesen Berechnungen ausreichen. Bei Temperaturen wie im vergleichsweise kalten Referenzjahr 2010 könnten dagegen im Februar und März 2027 monatliche Fehlmengen von bis zu neun Terawattstunden auftreten. An einzelnen Tagen erreicht die modellierte Unterdeckung bis zu zwei Terawattstunden.
Diese Berechnung sollte weder dramatisiert noch unkritisch übernommen werden. INES vertritt die wirtschaftlichen Interessen der Speicherbetreiber und hat ein nachvollziehbares Interesse an möglichst hoher Speichernutzung. Dennoch ist das Ergebnis relevant: Selbst das Modell der Speicherwirtschaft weist bei einem Füllstand von 76 Prozent keinen ausreichenden Schutz gegen einen sehr kalten Winter aus.
Hinzu kommt, dass 76 Prozent lediglich dem derzeit gebuchten Anteil der Speicherkapazitäten entsprechen. Eine Buchung ist noch kein Gasvorrat. Erst wenn die entsprechenden Mengen tatsächlich beschafft und eingelagert wurden, entsteht daraus ein physischer Sicherheitspuffer.
Deutschland bleibt zudem in hohem Maße von kontinuierlichen Einfuhren abhängig. Im Jahr 2025 wurden brutto 1.031 Terawattstunden Gas importiert, zugleich aber 221 Terawattstunden in andere europäische Staaten weitergeleitet. Nur 34 Terawattstunden stammten aus der eigenen Erdgasförderung. Die größten Zuflüsse kamen aus Norwegen mit 44 Prozent sowie über die Niederlande und Belgien mit zusammen 45 Prozent. Diese beiden Länder sind teilweise Transit- und LNG-Handelsplätze, nicht zwangsläufig die ursprünglichen Förderländer des Gases.
Die Infrastruktur ist damit breiter aufgestellt als vor 2022, aber nicht wirklich unabhängig. Die direkte deutsche LNG-Einfuhr über die heimischen Terminals betrug 2025 rund 106 Terawattstunden und damit nur 10,3 Prozent der Bruttoimporte. Rund 96 Prozent dieser direkten LNG-Mengen kamen aus den Vereinigten Staaten. Die Terminals sind ein wichtiger zusätzlicher Zugang zum Weltmarkt; sie können die großen Pipelinezuflüsse aber nicht ohne Weiteres ersetzen.
Damit wird verständlich, weshalb der niedrige Speicherstand mehr ist als eine statistische Auffälligkeit. Je weniger Gas zu Beginn des Winters eingelagert ist, desto stärker verlässt sich Deutschland darauf, dass norwegische Anlagen, europäische Leitungen, LNG-Terminals, Häfen und der internationale Handel über Monate weitgehend störungsfrei funktionieren. Die Tagesversorgung kann stabil sein, während die Widerstandsfähigkeit des Systems gleichzeitig abnimmt.
Der Irankrieg macht aus einem Gasproblem eine breitere Energiekrise
Die Konzentration auf die Gasspeicher greift inzwischen zu kurz. Der Irankrieg hat die Risikolage grundlegend erweitert, weil er gleichzeitig den Ölmarkt, den LNG-Markt, den internationalen Schiffsverkehr und die Preise zahlreicher Vorprodukte trifft.
Die Straße von Hormus war vor Beginn des Krieges eine der wichtigsten Verkehrsadern der Weltwirtschaft. Rund 20 Millionen Barrel Rohöl und Ölprodukte passierten sie täglich. Das entsprach ungefähr einem Fünftel des weltweiten Ölverbrauchs und mehr als einem Viertel des globalen seeseitigen Ölhandels. Außerdem wurden über die Meerenge rund 20 Prozent des weltweit gehandelten LNG transportiert, vor allem aus Katar. Die verfügbaren Pipelinekapazitäten, mit denen Saudi-Arabien und die Vereinigten Arabischen Emirate die Meerenge umgehen können, reichen nur für einen begrenzten Teil dieser Mengen.
Nach Angaben der Internationalen Energieagentur fielen die Öltransporte durch die Meerenge von zuvor etwa 20 Millionen Barrel pro Tag im Zeitraum März bis Mai auf durchschnittlich nur noch 2,7 Millionen Barrel. Die kumulierten Förder- und Lieferausfälle im Nahen Osten überschritten bis Juni 1,3 Milliarden Barrel. Die IEA bezeichnet die Entwicklung als größte Ölversorgungsstörung der Geschichte.
Dass der Ölpreis nicht dauerhaft auf den Höchstständen des Frühjahrs geblieben ist, darf nicht als Beleg für eine Normalisierung missverstanden werden. Der Markt ist bisher vor allem deshalb funktionsfähig geblieben, weil nahezu sämtliche verfügbaren Puffer gleichzeitig eingesetzt wurden: Die Welt war mit einem rechnerischen Angebotsüberschuss in die Krise gegangen, Unternehmen bauten kommerzielle Lagerbestände ab, Produzenten nutzten alternative Routen, Verbraucher reduzierten ihre Nachfrage und die IEA-Staaten beschlossen die größte Freigabe strategischer Ölreserven ihrer Geschichte.
Das ist ein wichtiger Unterschied. Die Krise wurde bislang nicht gelöst, sondern überbrückt. Globale Ölbestände wurden seit Kriegsbeginn zeitweise mit durchschnittlich 3,8 Millionen Barrel pro Tag abgebaut. Von den koordiniert bereitgestellten 400 Millionen Barrel strategischer Reserven waren bis zum 21. Juli rund 290 Millionen Barrel freigegeben worden. Deutschland sagte einen Beitrag von 19,5 Millionen Barrel zu. Es sind weiterhin erhebliche Reserven vorhanden, aber strategische Vorräte kaufen Zeit – sie schaffen keine neue Förderung und schon gar keine dauerhaft günstige Energie.
Der Markt macht die verbleibende Unsicherheit deutlich. Am 23. Juli stieg Brent-Öl wieder über 100 US-Dollar je Barrel. Am 24. Juli fiel der Schlusskurs zwar auf 96,78 US-Dollar zurück, einzelne physisch gehandelte Rohölsorten näherten sich jedoch 110 US-Dollar, und der Brent-Referenzpreis erreichte im Tagesverlauf 105,70 US-Dollar. Solche Bewegungen innerhalb weniger Tage sind kein Zeichen eines ausgeglichenen Marktes, sondern Ausdruck einer hohen geopolitischen Risikoprämie und knapper kurzfristig verfügbarer Lieferungen.
Für Deutschland ist dabei nicht entscheidend, dass 2025 nur 6,1 Prozent der direkt importierten Rohölmenge aus Staaten des Nahen Ostens kamen. Die größten deutschen Lieferländer waren Norwegen, die USA und Libyen. Das verringert das Risiko eines unmittelbaren mengenmäßigen Ausfalls bestimmter Lieferverträge, schützt aber nicht vor dem weltweiten Preisanstieg. Öl ist ein global gehandelter Rohstoff. Wenn asiatische Raffinerien europäische, amerikanische oder afrikanische Ersatzmengen kaufen, steigen auch für deutsche Importeure die Preise dieser Lieferungen.
Der geringe direkte Nahostanteil ist deshalb eine statistische Beruhigung, aber kein wirtschaftlicher Schutzschild.
Mineralöl blieb 2025 mit einem Anteil von 36 Prozent der wichtigste Energieträger im deutschen Primärenergieverbrauch. Erdgas folgte mit 26,6 Prozent. Deutschland deckte 96 Prozent seines Mineralölbedarfs und 89 Prozent seines Gasbedarfs durch Importe; insgesamt kamen 65,6 Prozent der eingesetzten Primärenergie aus dem Ausland.
Schon die bisher verfügbaren Außenhandelsdaten zeigen, wie schnell der Irankrieg auf die deutsche Importrechnung durchgeschlagen hat. Im Januar 2026 kostete importiertes Rohöl durchschnittlich 432,58 Euro je Tonne, im März waren es 615,73 Euro. Das ist innerhalb von zwei Monaten ein Anstieg um gut 42 Prozent. Deutschland importierte 2025 rund 75,1 Millionen Tonnen Rohöl und bezahlte dafür 35,8 Milliarden Euro. Würde dieselbe Jahresmenge zum durchschnittlichen Märzpreis von 2026 importiert, ergäbe sich rechnerisch eine Rechnung von etwa 46,3 Milliarden Euro – gut zehn Milliarden Euro mehr als im Vorjahr.
Diese Rechnung ist keine Preisprognose. Sie zeigt lediglich die Größenordnung der wirtschaftlichen Empfindlichkeit. Bei der Importmenge von 2025 verteuert jeder dauerhaft um 100 Euro höhere Tonnenpreis die jährliche Rohölrechnung rechnerisch um ungefähr 7,5 Milliarden Euro. Dabei sind Importe fertiger Mineralölprodukte, höhere Transport- und Versicherungskosten sowie indirekte Preissteigerungen noch nicht berücksichtigt. Eigene Berechnung auf Grundlage der Destatis-Importdaten.
Gerade die raffinierten Produkte sind ein unterschätzter Teil der Krise. Im März lagen die deutschen Importpreise für Mineralölerzeugnisse 48,6 Prozent über dem Vorjahreswert, während Rohölimporte 24,6 Prozent teurer waren. Der deutlich stärkere Anstieg bei den fertigen Produkten zeigt, dass nicht nur Rohöl fehlt, sondern auch Raffineriekapazitäten, geeignete Produktqualitäten und funktionierende Handelswege knapp werden können.
Die IEA weist darauf hin, dass die Märkte für Diesel und Flugkraftstoff angespannter sind als der Rohölmarkt. Der Nahe Osten war 2025 der weltweit größte Exporteur von Flugkraftstoff, und Europa bezog den überwiegenden Teil seiner entsprechenden Importe aus dieser Region. Auch petrochemische Vorprodukte und Flüssiggas sind von den Transportstörungen betroffen.
Für Deutschland sind das keine Randprodukte. Diesel ist ein zentraler Kostenfaktor für Straßengüterverkehr, Landwirtschaft, Bauwirtschaft und Teile der Industrie. Flugkraftstoff betrifft Luftverkehr und Logistik. Naphtha und andere Erdölprodukte werden in der Chemieindustrie als Rohstoffe eingesetzt. Steigende Preise wirken deshalb nicht nur an der Tankstelle. Sie verteuern Transporte, Verpackungen, Baustoffe, Lebensmittelketten und industrielle Vorprodukte – häufig mit mehreren Monaten Verzögerung.
Der Irankrieg trifft zugleich den Gasmarkt. Deutschland bezieht zwar kaum direktes LNG aus Katar; rund 96 Prozent der direkten deutschen LNG-Importe kamen zuletzt aus den USA. Auf dem Weltmarkt fehlen aber infolge der erheblich eingeschränkten Exporte durch Hormus große katarische Mengen. Rund ein Fünftel des weltweiten LNG-Handels passierte die Meerenge. Diese Mengen lassen sich nicht beliebig ersetzen, zumal amerikanische LNG-Anlagen bereits nahe ihrer hohen Auslastung betrieben werden.
Wenn asiatische Abnehmer auf zusätzliche US-LNG-Lieferungen ausweichen, konkurrieren sie unmittelbar mit Europa. Der deutsche Gaspreis kann daher deutlich steigen, obwohl kein einziger für Deutschland bestimmter Tanker in Hormus festliegt. Ende Juli kostete Gas am europäischen Großhandelsmarkt etwa sechs Cent je Kilowattstunde beziehungsweise rund 60 Euro je Megawattstunde. Das liegt weit unter den Extremwerten von 2022, aber deutlich über einem entspannten Vorkrisenniveau. Zugleich erschwert der hohe Sommerpreis gerade jene Speichereinspeicherung, die Deutschland für den Winter benötigt.
Damit verstärken sich zwei Risiken gegenseitig: Der Irankrieg verteuert LNG und hemmt die Befüllung der Gasspeicher; die niedrigen Speicherstände wiederum machen Deutschland im Winter abhängiger von genau diesem teureren LNG-Weltmarkt.
Das wahrscheinlichste Krisensymptom ist wirtschaftlicher Substanzverlust
Der wahrscheinlichste Verlauf für den kommenden Winter ist weiterhin kein flächendeckender physischer Energiemangel. Bei durchschnittlichen Temperaturen, stabilen norwegischen Lieferungen und einem weiteren Speicheraufbau dürfte Deutschland ausreichend Gas erhalten. Auch Öl und Kraftstoffe werden mit hoher Wahrscheinlichkeit verfügbar bleiben.
Der Maßstab „Es ist noch Energie vorhanden“ ist allerdings zu niedrig. Eine Versorgung, die nur bei dauerhaft hohen Weltmarktpreisen funktioniert, kann die wirtschaftliche Basis eines Landes trotzdem erheblich beschädigen.
Deutschland geht nicht aus einer Phase kräftigen Wachstums in diese Krise. Die Bundesbank erwartet für 2026 lediglich ein kalenderbereinigtes Wirtschaftswachstum von 0,5 Prozent und für 2027 von 0,8 Prozent. Das geschätzte langfristige Produktionspotenzial wächst nur noch um 0,3 bis 0,4 Prozent pro Jahr. Gleichzeitig rechnet die Bundesbank mit einer harmonisierten Inflation von 2,9 Prozent im Jahr 2026 und 2,7 Prozent im Jahr 2027.
Besonders relevant ist, worauf diese Prognose beruht. Im Basisszenario wird angenommen, dass die Ölpreise wieder deutlich sinken und die wirtschaftlichen Folgen des Krieges im Zeitablauf nachlassen. Die Bundesbank weist ausdrücklich darauf hin, dass stärker als erwartet steigende Energiepreise die Inflation weiter erhöhen und die wirtschaftliche Aktivität deutlich schwächen würden.
Nachdem Brent Ende Juli erneut die Marke von 100 US-Dollar überschritten hat und die Kampfhandlungen wieder eskaliert sind, ist die Annahme einer stetigen Entspannung zumindest unsicherer geworden. Das bedeutet nicht, dass die Bundesbankprognose überholt ist. Es bedeutet, dass ihre Risiken derzeit deutlich stärker nach unten als nach oben gerichtet sind.
Die Übertragungswege sind bekannt. Höhere Kraftstoff- und Heizkosten verringern die Kaufkraft der Haushalte. Unternehmen bezahlen mehr für Energie, Transporte und Vorprodukte. Investitionen werden verschoben, weil Kosten und Absatzentwicklung schwerer kalkulierbar sind. Bleibt die Inflation erhöht, können die Zinsen länger hoch bleiben oder erneut steigen, wodurch Kredite, Bauvorhaben und Unternehmensfinanzierungen zusätzlich belastet werden. Die Bundesbank nennt genau diese Kombination aus Kaufkraftverlust, Lieferengpässen, schwächerer Nachfrage, Unsicherheit und höheren Finanzierungskosten als Belastung für die deutsche Wirtschaft.
Besonders verletzlich sind die energieintensiven Industrien. Ihre Produktion lag im März 2026 rund 15,2 Prozent unter dem Stand vom Februar 2022. Die Zahl der Beschäftigten sank im gleichen Zeitraum von etwa 847.700 auf 794.400, also um 53.300 Personen beziehungsweise 6,3 Prozent.
Diese Zahlen sind für die Bewertung der Versorgungssicherheit entscheidend. Ein Teil des seit 2022 gesunkenen Energieverbrauchs ist nicht allein das Ergebnis höherer Effizienz. Er ist auch darauf zurückzuführen, dass energieintensive Produktion zurückgefahren, verlagert oder dauerhaft eingestellt wurde. Wenn ein Chemiewerk, eine Papierfabrik oder ein metallverarbeitender Betrieb aufgrund hoher Energiepreise weniger produziert, sinkt der Gas- und Stromverbrauch. Die statistische Energiebilanz verbessert sich dadurch – die wirtschaftliche Lage jedoch nicht.
Genau hier liegt die Gefahr einer zu oberflächlichen Interpretation. Ein Gasmarkt kann sich rechnerisch ausgleichen, weil hohe Preise Nachfrage aus dem Markt drängen. Ökonomisch gesprochen entsteht dann „Nachfragezerstörung“. In der Praxis bedeutet das nicht, dass Energie plötzlich effizienter eingesetzt wird. Es kann ebenso bedeuten, dass Produktionsanlagen stillstehen, Aufträge verloren gehen und Arbeitsplätze verschwinden.
Die privaten Haushalte sind in einer Mangellage rechtlich besonders geschützt. Bevor ihre Gasversorgung eingeschränkt würde, wären vor allem industrielle Verbraucher von freiwilligen oder angeordneten Verbrauchsreduzierungen betroffen. Deshalb ist es durchaus möglich, dass die Bevölkerung eine Energiekrise nicht als leere Gasleitung erlebt, während in der Industrie bereits erhebliche Schäden entstehen.
Auch der Strommarkt ist von dieser Entwicklung nicht getrennt. Gaskraftwerke werden unter anderem benötigt, wenn andere Erzeugungsquellen nicht ausreichend zur Verfügung stehen oder kurzfristig regelbare Leistung erforderlich ist. Hohe Gaspreise erhöhen deshalb unter bestimmten Marktbedingungen auch die Strompreise. Gleichzeitig benötigt Deutschland im Winter 2026/27 eine Netzreserve von 7.407 Megawatt, gegenüber 6.493 Megawatt im vergangenen Winter. Davon sollen 4.742 Megawatt durch deutsche und 2.665 Megawatt durch ausländische Kraftwerke bereitgestellt werden.
Die Netzreserve ist kein Beweis für eine nationale Stromlücke von 7,4 Gigawatt. Sie wird vor allem gebraucht, um regionale Netzengpässe zu beherrschen und den Stromtransport abzusichern. Dennoch zeigt die Größenordnung, dass der stabile Betrieb des Stromsystems auf erhebliche Reserveeingriffe und teilweise auf ausländische Kraftwerkskapazitäten angewiesen ist. Auch die Kosten dieser Reserven werden letztlich über die Netzentgelte finanziert.
Der kritische Winterfall besteht daher nicht aus einem einzigen spektakulären Ausfall, sondern aus einer Verkettung mehrerer Belastungen: Deutschland startet mit nur mäßig gefüllten Gasspeichern, eine längere Kältephase erhöht den Gasbedarf, LNG bleibt wegen des Irankriegs teuer, Öl- und Dieselpreise steigen, Gaskraftwerke werden stärker benötigt und zugleich geraten Industrie, Logistik und Haushalte unter zusätzlichen Kostendruck.
Jeder einzelne dieser Faktoren wäre für sich genommen beherrschbar. In ihrer Kombination können sie jedoch eine wirtschaftliche Abwärtsspirale auslösen: Höhere Energiepreise drücken die Produktion und den Konsum, die schwächere Konjunktur verschlechtert die Investitionsbereitschaft, staatliche Entlastungen belasten die öffentlichen Haushalte, und erhöhte Inflation begrenzt den geldpolitischen Spielraum.
Die nüchterne Bewertung muss deshalb zweigeteilt ausfallen.
Eine akute physische Versorgungskrise ist derzeit nicht das wahrscheinlichste Szenario. Bei einem normalen Winter und weitgehend stabilen Importen wird Deutschland voraussichtlich genügend Energie beschaffen können. Der bisherige Speicherpfad bietet jedoch wenig Komfort. Er führt ohne Beschleunigung nur in die Nähe der regulatorischen Mindestmarke, nicht zu einem robusten Vorrat für einen kalten Winter.
Gleichzeitig ist eine wirtschaftliche Energiekrise bereits wesentlich näher als eine technische Mangellage. Der Ölmarkt befindet sich nach Einschätzung der IEA in der größten Versorgungsstörung seiner Geschichte. Strategische Reserven und Nachfragerückgänge haben bislang verhindert, dass sich der gesamte Mengenausfall in noch höheren Preisen niederschlägt. Diese Puffer sind jedoch endlich. Der erneute Anstieg von Brent über 100 US-Dollar zeigt, wie schnell eine politische oder militärische Eskalation die vorübergehende Entspannung wieder beseitigen kann.
Für Deutschland ist daher nicht die Frage entscheidend, ob im Winter grundsätzlich noch Gas, Öl und Strom verfügbar sein werden. Wahrscheinlich werden sie es sein.
Die entscheidende Frage ist, zu welchem Preis.
Ein Land mit schwachem Wachstum, bereits deutlich gesunkener energieintensiver Produktion und hoher Importabhängigkeit kann sich über einen begrenzten Zeitraum durch hohe Preise hindurchkaufen. Es kann LNG-Tanker umlenken, Ölreserven freigeben, Kraftwerksreserven kontrahieren und Unternehmen entlasten. Jede dieser Maßnahmen hat jedoch Kosten, und ein wachsender Teil dieser Kosten landet bei Verbrauchern, Unternehmen oder dem Staat.
Die Lage ist deshalb ernst, ohne dass sie panisch beschrieben werden muss. Deutschland steht nicht unmittelbar vor leeren Speichern oder flächendeckenden Stromausfällen. Es geht aber mit einem kleinen Gaspuffer, einer hohen Abhängigkeit von laufenden Importen und einer bereits geschwächten industriellen Basis in eine Phase, in der ein regionaler Krieg zwei der wichtigsten globalen Energiemärkte gleichzeitig unter Druck setzt.
Die eigentliche Warnung lautet nicht, dass Deutschland im Winter keine Energie mehr haben wird. Sie lautet, dass die Energieversorgung zwar technisch funktionieren, wirtschaftlich aber so teuer werden könnte, dass sich der industrielle und konjunkturelle Schaden weiter verfestigt.
Das wäre keine Versorgungskrise im klassischen Sinn. Für die deutsche Wirtschaft könnte es trotzdem eine sein.
