Warum LNG, Speicherquoten und warme Winter keine robuste Risikoarchitektur ersetzen

Nach dem Angriff auf die Ukraine im Februar 2022 wird die Gasversorgung in Deutschland nicht mehr als gewöhnliche Marktfrage, sondern als realistischer Risikofaktor für die Versorgungssicherheit behandelt. Denn bis dahin galt diese als gesichert, doch das hat sich seither dramatisch verändert. Während vor dem Winter 2022/23 noch große Unsicherheit und Respekt herrschten und hektische Vorbereitungen für den Fall einer Gasknappheit getroffen wurden, hat man diese Sorgen nach drei problemlosen Wintern wieder ad acta gelegt. Wohl zu früh, wie der aktuelle Gasfüllstand in den meisten deutschen, aber auch europäischen Gasspeichern zeigt. Noch wird beruhigt und eine sichere Versorgung beschworen. Doch könnten diese Aussagen in wenigen Wochen auf eine harte und brutale Realität treffen, die Europa in eine schwere Versorgungskrise stürzen könnte.

Was vielen im Alltag nicht bewusst ist: Erdgas wird nicht nur für die Wärme- oder Stromversorgung benötigt, sondern auch in vielen wichtigen industriellen Prozessen, insbesondere bei der Lebensmittelverarbeitung. Wenn Gas knapp und extrem teuer wird, ist das also kein isoliertes Energieproblem, sondern ein volkswirtschaftliches Stressszenario mit kritischen und systemischen Kaskadenwirkungen, auf das wir nicht vorbereitet sind.

Umso überraschender ist es, wie leichtfertig mit der sich zuspitzenden Lage umgegangen wird. Offensichtlich hat sich der Glaube durchgesetzt, dass uns das bisherige Glück auch weiterhin hold sein wird. Dies ist umso bedenklicher, wenn man sich die Zuspitzung der geopolitischen Lage vor Augen führt. Dort kann es jederzeit zu weiteren Eskalationen mit Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit in unterschiedlichen Bereichen und daher auch bei der Gas- und LNG-Versorgung kommen. Ganz zu schweigen davon, dass der Europäische Rechnungshof bereits im Jahr 2024 die unzureichenden Vorbereitungen, insbesondere auch im Hinblick auf mögliche Preisschocks in Folge einer Gaskrise kritisiert hat. Die wirtschaftliche Robustheit ist seither weiter fragiler und anfälliger für Störungen geworden. 

Noch scheint der Ernst der Lage bei den Entscheidungsträgern auf den unterschiedlichsten Ebenen nicht angekommen zu sein. Bis hin dazu, dass man sich der eigenen unternehmerischen Verantwortung mit Aussagen wie "Darum kümmert sich die Politik" oder "Der Staat wird schon wieder einspringen" grob fahrlässig entzieht. Leider greifen diese Verantwortungsdiffusion und Fahrlässigkeit metastasenartig um sich. Der Krug muss offenbar so lange zum Brunnen gehen, bis er bricht.

Aus Sicht des Risiko- und Krisenmanagements ist eine "Gasmangellage" nicht erst dann gegeben, wenn physisch Gas fehlt. Sie beginnt dort, wo Unsicherheit hoch ist, Handlungsoptionen kurzfristig begrenzt sind und Folgeschäden nichtlinear ansteigen können. In einem komplexen und hochvernetzten System entscheidet nicht nur die absolute Menge, sondern das Zusammenspiel aus Importströmen, Transportkapazitäten, Speicherpuffer, Entnahmeleistung, Nachfragevolatilität, Preisreaktionen und politischer Entscheidungsfähigkeit.

Die Lage Ende Januar 2026 zeigt, warum diese Systemperspektive notwendig ist. Der Füllstand der deutschen Gasspeicher lag am 30.01.2026 (06:00 CET) bei 32,75 Prozent beziehungsweise 82,26 TWh gespeicherter Energie. Bayern liegt bei 23,1 Prozent (7,3 TWh, Stand: 30.01.2025). EU-weit lag der Füllstand am selben Zeitpunkt bei 41,55 Prozent (474,73 TWh). Solche Werte sind für sich genommen weder Entwarnung noch Alarm. Sie sind ein Indikator dafür, wie viel saisonale Flexibilität im laufenden Winter bereits genutzt ist und wie groß die Reserve gegen Wetterextreme, Importstörungen oder Nachfragespitzen noch ist.

Der Kern der Debatte lautet deshalb nicht: "Reicht das Gas?" Der Kern lautet: Wie robust ist das Energiesystem gegen plausible Kombinationen von Stressoren, und welche präventiven sowie reaktiven Maßnahmen existieren jenseits von Appellen und der Hoffnung auf milde Temperaturen?

Versorgung über Pipelines und LNG: Das Rückgrat bleibt der Import

Die deutsche Gasversorgung ist strukturell importabhängig. Der physische Fluss folgt einer Kette aus Beschaffung (Pipeline und LNG), Transport (Fernleitungsnetz), Speicherung (Untergrundspeicher), Verteilung (Verteilnetze) und Verbrauch (Haushalte, Gewerbe, Industrie, Kraftwerke). Jede einzelne Stufe kann zum Engpass werden und sollte in einer fundierten Risikoanalyse berücksichtigt werden. Deshalb ist es für das Risikomanagement unzureichend, nur den Speicherfüllstand zu betrachten. Diese Sichtweise würde die Abhängigkeiten im Gesamtsystem ausblenden. Entscheidend ist die End-to-End-Funktionalität.
Pipelines sind weiterhin das Mengengerüst der Versorgung. Für 2025 meldete die Bundesnetzagentur vorläufige Importmengen von 1.031 TWh (2024: 864 TWh). Die größten Mengen kamen aus Norwegen (44 Prozent), den Niederlanden (24 Prozent) und Belgien (21 Prozent). Damit ist die Importstruktur weiterhin konzentriert. Ausfall oder Restriktionen einer dominanten Achse sind deshalb systemisch relevant.

LNG ist kein risikofreier Ersatz. LNG ist globaler Wettbewerb: Frachten gehen dorthin, wo Preis, Vertrag und Verfügbarkeit zusammenpassen. In Stressphasen kann LNG knapp werden und Preise steigen. Zudem ist LNG eine Kette aus Verflüssigung, Transport, Regasifizierung und Netzeinspeisung. In diesem komplexen (und weder nachhaltigen noch preisgünstigen) Prozess gibt es viele geopolitische, technologisch und wirtschaftliche Störfaktoren. Die Bundesnetzagentur weist auf Basis von AGSI+-Daten auch LNG-Send-out-Werte aus und macht damit sichtbar, dass selbst bei verfügbarer globaler Ware die nationale Einspeisefähigkeit eine operative Grenze setzen kann.

Ganz abgesehen davon, dass die USA im Januar 2026 rund 60 Prozent des gesamten Flüssigerdgases (LNG) in die Europäische Union lieferten und damit der mit Abstand wichtigste LNG-Lieferant für Europa sind. 

Für das Risiko- und Krisenmanagement ergibt sich daraus: Versorgungssicherheit lässt sich nicht auf "mehr Infrastruktur" reduzieren. Vielmehr ist eine Kombination aus Importdiversifizierung, vertraglicher Absicherung, technischer Redundanz, dem Schutz kritischer Komponenten sowie einem in Stresslagen zumindest teilweise steuerbaren Nachfrageprofil entscheidend. Und nicht zuletzt ist eine Wirtschaft und Gesellschaft entscheidend, die auch mit Störungen und Ausfällen zurechtkommt und darauf vorbereitet ist.

Die Bedeutung der Gasspeicher: saisonaler Puffer, keine Dauerquelle

Untergrundspeicher sind die zentrale saisonale Flexibilität des deutschen Gasmarkts. Sie gleichen die Differenz zwischen relativ gleichmäßigen Importströmen und stark saisonalem Verbrauch aus. Im Sommer wurde bisher eingespeichert, im Winter ausgespeichert, um Spitzen zu decken. Speicher sind damit eine systemische "Versicherung" gegen Wetterextreme und kurzfristige Störungen. Diese Versicherung ist jedoch begrenzt: Speicher ersetzen keine dauerhaften Importströme, sondern schaffen nur einen Pfuffer.

Deutschland verfügt über relativ große Speicherkapazitäten. Das Fassungsvermögen deutscher Gasspeicher wird auf rund 23 Milliarden Kubikmeter geschätzt. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) nennt Arbeitsgasvolumina Deutschlands in der Größenordnung von 251 Mrd. kWh. Im EU-Vergleich ist das eine hohe Kapazität, sie ist aber nur eine von mehreren Dimensionen der Versorgungssicherheit.

Aus der Perspektive des Risikomanagements sind drei Dimensionen entscheidend: Erstens der Energieinhalt (TWh) als Reichweitenpuffer, zweitens die Entnahmeleistung (wie viel Gas pro Tag kann in die Netze gebracht werden) und drittens die Betriebsverfügbarkeit sowie der Schutz der Anlagen. In einer Kältewelle (wie seit einigen Wochen) kann die Entnahmeleistung kritischer sein als der Prozentwert. Und bei technischen Störungen oder externen Angriffen kann die wirksame Leistung sinken, obwohl der Bestand im Boden vorhanden ist.

Typische Angriffskategorien im Kontext Gasversorgung wären:

• Physische Sabotage/Terror: Beschädigung von Verdichterstationen, Ventilen, Leitungen, Mess- und Regelanlagen, Speicheranlagen, Stromversorgung der Anlagen.
• Cyberangriffe (IT/OT): Angriff auf Leit- und Steuersysteme (SCADA/ICS), die Druck, Ventile, Messung, Odorierung, Kompression und Ausspeicherfahrpläne steuern. Ergebnis: Abschaltungen, Sicherheits-Stops, Fehlsteuerungen oder begrenzte Fahrweise.
• Hybride Angriffe/Insider: Kombination aus Desinformation, Drohungen, physischen Handlungen und/oder Nutzung interner Zugriffe.
• Supply-Chain-/Dienstleisterangriffe: Kompromittierung von Wartungsfirmen, Fernwartung, Software-Updates oder Sensorik, wodurch Betriebssicherheit sinkt.

Hinzu kommt ein Governance-Aspekt: Speicher werden in einem marktbasierten System wirtschaftlich bewirtschaftet. Wenn Preisrelationen, regulatorische Unsicherheit oder Finanzierungskosten die Einspeicherung unattraktiv machen, entsteht Untervorsorge. Deshalb gelten Mindestfüllstände. Die Bundesnetzagentur nennt Zielvorgaben gemäß GasSpFuellstV in Verbindung mit dem Energiewirtschaftsgesetz: Zum 1. November im Regelfall 80 Prozent, zum 1. Februar im Regelfall 30 Prozent, mit Sondervorgaben für bestimmte Anlagen und für Speicher in Bayern.

Ein professionelles Risikomanagement betrachtet Speicher deshalb aus zwei Perspektiven: einerseits als technische Reserve (Backup) und andererseits als Governance-Objekt. Dabei wird nicht nur die Füllung der Speicher berücksichtigt, sondern auch die Frage gestellt, ob Marktanreize und Regeln sicherstellen, dass Speicher im Sommer ausreichend gefüllt sind und in Stresslagen funktional verfügbar bleiben. Und hier scheint es im letzten Jahr ein Problem gegeben zu haben, da die Speicher deutlich unter dem vorgesehenen Niveau gefüllt wurden. Möglicherweise wurde hier auch gezockt, was erst durch Untersuchungen klar festgestellt werden kann.

Nur ein Minimalnachweis, kein Robustheitsbeweis 

Am 30.01.2026 (06:00 CET) lagen die deutschen Speicher bei 32,75 Prozent beziehungsweise 82,26 TWh. Die Bundesnetzagentur weist aus, dass diese Daten werktäglich aktualisiert werden; die letzte Aktualisierung war am 30.01.2026 um 08:52 Uhr. Deutschland liegt damit kurz vor der regulatorischen Zielmarke zum 1. Februar (30 Prozent). In der öffentlichen Debatte kann das als "Ziel erreicht" interpretiert werden. Aus Risikosicht ist es nur ein Minimalnachweis, kein Robustheitsbeweis.

Ein Füllstand ist ein Schnittpunkt aus Wetter, Nachfrage, Importströmen und Marktverhalten. Der gleiche Prozentwert kann in einer milden Phase unkritisch sein und in einer Kältewelle kritisch werden. Deshalb müssen Speicherzahlen als Teil eines Indikatorbündels betrachtet werden. Zu diesem Bündel gehören mindestens: Trend der Ausspeicherung (TWh pro Tag), Nettoimporte (Pipeline plus LNG minus Exporte/Transite), LNG-Send-out und Terminalverfügbarkeit, Preisspreads (Sommer/Winter) als Einspeicheranreiz, Wetterprognosen und deren Unsicherheiten, Nachfrageindikatoren aus Industrie und Kraftwerksbetrieb sowie regelmässige Stresstests. Der Stochastic Stress-Test Calculator ermöglicht derartige Szenarioanalysen.  Auch der "Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches e.V." (DVGW) stellt Prognose- und Analysewerkzeuge zur Verfügung.

Der praktische Nutzen ist klar: Ein reines Füllstandsmanagement ist für ein komplexes Energiesystem zu wenig. Es ist vergleichbar mit einem Unternehmen, das Liquidität nur als Kontostand betrachtet und fällige Zahlungen, Kreditlinien sowie Zahlungsströme ignoriert. Professionelles Risikomanagement fragt nach Bestand, Dynamik, Leistungsfähigkeit, Abhängigkeiten und Handlungsoptionen.

Reichweite und Simulation: Tail-Risiken bestimmen die Robustheit

Die entscheidende Gefahr im Winter ist nicht der Durchschnittsverlauf, sondern die Randlage. Genau deshalb gewinnen Reichweitenprognosen und Simulationen an Bedeutung. So wäre die Füllstandsvorgabe von 30 Prozent zum 1. Februar 2026 in Szenarien mit warm bis moderat verlaufenden Temperaturen erreichbar. Für ein Szenario mit extrem kalten Temperaturen kann hingegen ein deutliches Stressbild gezeichnet werden: Bei unverändertem Verbrauch können die Speicher in den nächsten Wochen nahezu leer sein, und die Zielvorgabe wird verfehlt.

Solche Aussagen sind für das Krisenmanagement zentral, weil sie Kipp-Punkte sichtbar machen. Simulationen sind nicht dazu da, die Zukunft vorherzusagen. Sie sind Werkzeuge, um Sensitivitäten zu verstehen: Welche Variablen dominieren die Reichweite? In Gasstresslagen sind das typischerweise Heizgradtage (Wetter), Nettoimporte und die Elastizität der Nachfrage (Einsparungen, Brennstoffwechsel, Lastmanagement). Daraus folgt eine unbequeme Realität: Ein erheblicher Teil der kurzfristigen Sicherheitsmarge ist witterungsabhängig.

Stochastische Modelle verstärken diesen Punkt, weil sie nicht nur ein Szenario, sondern eine Verteilung möglicher Verläufe abbilden. Ihr Nutzen liegt in Fragen wie: Mit welcher Wahrscheinlichkeit unterschreiten wir eine kritische Speicherlinie? Wie stark steigt das Risiko, wenn ein Importpfad gleichzeitig ausfällt? Welche Maßnahme reduziert das Risiko am effizientesten (mehr Sommerbefüllung, mehr Regasifizierungsleistung, mehr Nachfragereduktion, bessere Laststeuerung)?

Infrastrukturkrisen werden nicht durch den Mittelwert beherrscht, sondern durch die Tails ("Schwänze") der Verteilung, also seltene, aber hochwirksame Kombinationen von Ereignissen.

Wie sieht ein resilientes Energiesystem aus?

Langfristig wird die Energiewende häufig als Weg zur Reduktion fossiler Importabhängigkeit beschrieben. Diese Erzählung greift jedoch zu kurz, weil sie die Systemrisiken unterschätzt, die durch den Umbau selbst entstehen: Kurz- und mittelfristig – und in Teilen auch dauerhaft – wurde die Verwundbarkeit erhöht, weil ein Energiesystem mit hohem Anteil fluktuierender Erzeugung (Wind/Sonne) nicht per se robust ist, sondern erst durch erhebliche Zusatzarchitektur stabil wird. Volatilität ist dabei kein Randphänomen, sondern ein strukturelles Merkmal: Erzeugung fällt zeitlich und räumlich häufig nicht mit Nachfrage zusammen (Dunkelflaute, windschwache Hochdrucklagen, saisonale Muster, Tag-Nacht). Wenn gesicherte Leistung, Speicher, flexible Lasten, Systemdienstleistungen und Reservekonzepte nicht mindestens proportional mitwachsen, entsteht keine "saubere" Transition, sondern ein Risikoaufbau: Das System wird wetterabhängiger, die Fehler- und Stressanfälligkeit steigt, und Gas fungiert nicht als Brücke, sondern als Versicherungsenergie, deren Verfügbarkeit und Preis wiederum das Gesamtsystem stabilisieren müssen – und damit einen zentralen Single-Point-of-Failure im Hintergrund bilden.

Besonders kritisch ist, dass Gas im Wärmesektor weiterhin systemrelevant bleibt. Größenordnungen von rund 20 Millionen Wohnungen mit Gasversorgung bedeuten: Gas ist nicht nur ein Energiemarkt-, sondern ein Sozial- und Stabilitätsrisiko. Preis- und Mengenkrisen treffen breite Bevölkerungsschichten, erhöhen politische Interventionswahrscheinlichkeit und verstärken Second-Order-Effekte (Zahlungsausfälle, Verteilungskonflikte, Akzeptanzkrisen). In der Industrie ist Gas zudem Wettbewerbsfaktor und Prozessenergie. Ein Gasstress wirkt daher unmittelbar auf Wertschöpfung, Beschäftigung, Lieferketten und Standortattraktivität – mit Kaskaden über Chemie, Glas, Keramik, Papier, Metall, Lebensmittel und nachgelagerte Industrien.

Hinzu kommt: Die Importstruktur wurde zwar von Russland weg diversifiziert, doch Diversifizierung ist kein Synonym für Resilienz. Neue Abhängigkeiten entstehen entlang mehrerer Pfade: Pipelinegas (insbesondere aus Norwegen und Nachbarländern), LNG-Beschaffung auf einem globalen Markt, Terminal- und Netzengpässe, konkurrierende Nachfrage aus Asien sowie Preis- und Frachtrisiken. Die Komplexität steigt – und damit die Zahl möglicher korrelierter Störungen. Ein System mit vielen Pfaden ist nur dann resilient, wenn es echte Redundanz besitzt (alternative Routen, austauschbare Kapazitäten, Pufferzeiten, klare Priorisierungslogik). Ohne diese Eigenschaften wird "mehr Komplexität" zum Multiplikator: Störungen treten nicht nur häufiger auf, sie sind auch schwerer zu beherrschen.

Damit ist die strategische Kernfrage nicht "Erreichen wir die Ausbauziele?", sondern: Wie sieht ein resilientes Energiesystem aus, das in Randlagen (Dunkelflaute, Kältewellen, geopolitische Schocks, Ausfälle kritischer Knoten) verlässlich funktioniert? Genau hier wird die Debatte oft unpräzise – insbesondere beim Netzausbau. Eine große Nord-Süd-Stromtrasse kann theoretisch Ausgleich schaffen, weil sie räumliche Erzeugungsüberschüsse in Verbrauchszentren transportiert. Gleichzeitig kann sie aber die Verwundbarkeit erhöhen, wenn sie als zentraler Korridor zu einem systemkritischen Engpass wird: Ein einzelnes Großprojekt bündelt Transportleistung, schafft Konzentrationsrisiken (Ausfall, Sabotage, Extremwetter, Betriebsstörungen), verstärkt Abhängigkeiten von wenigen Knoten (Umspannwerke, Konverter, Kuppelstellen) und kann bei Störung großflächige Effekte erzeugen. 

Resiliente Systeme sind typischerweise durch vermaschte Netzwerkstrukturen mit Redundanz, Segmentierbarkeit und "Graceful Degradation" gekennzeichnet: Fällt ein Element aus, bleibt das System funktionsfähig – ggf. mit reduzierter Leistung, aber ohne Kollaps. Übertragen auf Strom: Nicht nur "mehr Leitung", sondern ein Netzdesign, das mehrere Wege bietet, Lastflüsse flexibel umleitet, kritische Komponenten absichert, Inselbetriebsfähigkeit stärkt und regionale Ausgleichsräume schafft. Eine einzige "Lebensader" kann daher – je nach Auslegung – Stabilität erhöhen oder im Gegenteil ein hochwirksames Risikoobjekt werden.

Der strukturelle Kern ist damit klar: Die Energiewende wird oft als Zielpfad diskutiert. Resilienz ist jedoch eine Architektur-, Betriebs- und Governance-Frage. Wer Ziele setzt, ohne die Robustheit des Systems in Stresslagen nachzuweisen, verschiebt Risiken lediglich: von Importabhängigkeit hin zu Wetterabhängigkeit, von einzelnen Lieferanten hin zu globalen Märkten, von planbaren Kapazitäten hin zu volatilen Flüssen – und erhöht damit die Wahrscheinlichkeit, dass Versorgungssicherheit politisch nur noch reaktiv, ad hoc und mit hohen volkswirtschaftlichen Kosten abgesichert wird.

Verantwortungsdiffusion und politische Steuerung

Die Gasmangellage offenbart Verantwortungslosigkeit selten als individuelle Gleichgültigkeit, sondern als strukturelle Verantwortungsdiffusion. Viele Akteure sind beteiligt: EU-Regulierung, Bundesgesetzgebung, Aufsicht, Netz- und Speicherbetreiber, Versorger, Industrie und Handel. Jeder Akteur optimiert innerhalb seines Mandats. Das Gesamtsystem hat jedoch Eigenschaften, die sich nicht aus der Summe der Teiloptimierungen ergeben.

Aus Sicht des Risikomanagements sind drei Mechanismen besonders kritisch. Erstens werden Zielkonflikte nicht transparent priorisiert. Klimaziele, Preisstabilität, Industriepolitik, Versorgungssicherheit und soziale Stabilität stehen gleichzeitig im Raum. Ohne explizite Priorisierung entstehen Ad-hoc-Entscheidungen in Krisenlagen. Zweitens werden Ziele gesetzt, aber Resilienz wird zu selten nachweisbar gemacht. Ein Ausbauziel für Erneuerbare ist kein Betriebsnachweis für Winterextreme, wenn gesicherte Leistung und Speicherpfade fehlen. Drittens werden Vorsorgekosten politisch leicht verschoben, während Krisenkosten gesellschaftlich verteilt werden. Das erzeugt Unterinvestition in Prävention.

Die Konsequenz ist strategisch: Fragmentierte Entscheidungen ohne integrierte Systembewertung erzeugen Lücken. Diese Lücken bleiben im Normalbetrieb verborgen und werden im Stressfall sichtbar. Dann wird Krisenmanagement zur Improvisation. Die staatliche Verantwortung liegt deshalb in der Systemarchitektur: Eine klare Strategie für das Gesamtsystem und ein belastbarer Nachweis der Robustheit.

Fazit: Strukturelle Risiken, strategische Defizite und die Illusion der Hoffnung

Risikomanagement beginnt nicht bei isolierten Einzelmaßnahmen, sondern bei einer klaren, integrierten Versorgungsstrategie, die das Gesamtsystem (Erzeugung, Importpfade, Netze, Speicher, Nachfrage, Kritische Infrastrukturen) konsequent zusammen denkt und Resilienz als Designkriterium verankert: Welche Randlagen müssen beherrscht werden, welche Redundanzen sind erforderlich, welche Abhängigkeiten werden akzeptiert – und wer trägt dafür die operative Verantwortung.

Risikomanagement bedeutet dann: Präventive und reaktive Maßnahmen müssen konkret, messbar und nachweisbar wirksam sein. Prävention heißt nicht nur Zielwerte, sondern vor allem Mechanismen, die diese Zielwerte auch unter Marktbedingungen erreichbar machen: belastbare Anreize zur Sommerbefüllung, strategische Reserven mit klaren Auslösekriterien, technische Redundanzen, regelmässige Stresstests (inkl. Dunkelflaute/Kältewelle/Importausfall) sowie eine Analyse des Gesamtsystems. Reaktion heißt nicht nur Notfallpläne auf Papier, sondern geübte Prozesse, abgestufte Lastmanagementpfade bis in die Lieferketten hinein, klare Priorisierung kritischer Verbraucher und eine Kommunikation, die Risiken transparent macht – statt sie hinter Tageswerten zu kaschieren.

Und es braucht eine Gesellschaft, die mit möglichen Überraschungen und Störungen umgehen kann. Wenn sie jedoch ständig in falscher Sicherheit gewogen wird, wird diese Kompetenz nicht aufgebaut. Es ist zu befürchten, dass im Falle absehbarer Engpässe und Einschränkungen kopflos und chaotisch reagiert wird (wie auch in anderen Krisenszenarien, siehe beispielsweise Ahrtal-Katastrophe und die Staatsanwaltschaft, Ukraine-Krieg, Sicherheitsillusion, Covid-19 und der Blindflug). 

Wenn große Gasverbraucher in der Wirtschaft ihren Verbrauch reduzieren oder einstellen müssen, droht eine Kettenreaktion in vielen Sektoren. Denn die Puffer, um Produktionsausfälle abzufedern, sind überall gering. Das hätten wir spätestens nach der Coronapandemie lernen müssen.

Hoffnung ist keine wirksame Maßnahme. In der Logik des Risikomanagements ist es genauso belastbar, auf einen frühen Frühlingsbeginn zu setzen, wie es ein Brandschutzkonzept wäre, das auf der Annahme basiert, dass es keinen Brand geben wird. In der Unternehmenspraxis würde kein CFO akzeptieren, dass Liquiditätsreserven, Kreditlinien und Krisenprozesse durch die Annahme ersetzt werden, die Kunden würden schon pünktlich zahlen. 

Ein Energieversorgungssystem, das in einer Stressphase faktisch davon abhängig ist, dass das Wetter "mitspielt", ist nicht resilient, sondern wetterabhängig fragil. Trifft beispielsweise eine Kältewelle zwei Wochen länger ein oder fallen Importkapazitäten zeitgleich aus, kippt die Lage von "angespannt" zu "operativ kritisch" – mit entsprechenden Auswirkungen auf Preise, Verfügbarkeit, Industrieproduktion und soziale Stabilität. Wer strukturelle Risiken ignoriert, wird sie wiedersehen, da sie in Randlagen mit Macht zurückkehren. Eine solche Verantwortungslosigkeit und -diffusion darf nicht akzeptiert werden. Denn ohne Kurskorrektur ist es nur eine Frage der Zeit, bis ein Ereignis die kumulierten Schwachstellen offenlegt und aus einer angespannten Lage eine echte Krise macht.

Jetzt handeln – bevor das System uns zum Handeln zwingt

Die beschriebenen Risiken erfordern keine weitere Analyse, sondern konkrete Maßnahmen auf allen Ebenen:

• Unternehmen und kritische Infrastrukturen: Führen Sie rasch, systematische Stresstests für eine mögliche Gasmangellage durch. Entwickeln Sie gestaffelte Notfallpläne und identifizieren Sie kritische Abhängigkeiten in Ihren Prozessen und Lieferketten.
• Kommunen und Organisationen: Nutzen Sie Simulationsübungen wie die Krisensimulation "Neustart", um Ihre Krisenstäbe auf vernetzte Versorgungskrisen vorzubereiten. Robustheit entsteht durch Übung, nicht durch theoretische Pläne im Schrank.
• Politik und Verwaltung: Etablieren Sie ein integriertes und wirksames (!) Risiko-, Monitoring- und Frühwarnsystem, das über einzelne Füllstandswerte hinausgeht. Schaffen Sie transparente Entscheidungskriterien für Eskalationsstufen und kommunizieren Sie Risiken offen.
• Privatpersonen: Bauen Sie eine zweiwöchige Eigenversorgungsfähigkeit auf – für Lebensmittel, Wasser, Medikamente und Wärme. Ein Blackout oder eine Gasmangellage kommt überraschend, die Vorbereitung muss es nicht.

Resilienz ist keine Option – sie ist eine Überlebensstrategie!

 
Weiterführende Informationen:

• AGSI (Gas Infrastructure Europe): Storage Inventory (Deutschland und EU): https://agsi.gie.eu/ 
• Bundesnetzagentur: Verlauf der Speicherfüllstände in Prozent: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/aktuelle_gasversorgung/_svg/Gasspeicher_Fuellstand/Speicherfuellstand.html 
• SMARD: Der Gasversorgung im Jahr 2025 (Verbrauch und Sektoranteile): https://www.smard.de/page/home/topic-article/216804/219078/gasversorgung-im-jahr-2025 
• INES: Gasspeicherkapazitäten: https://energien-speichern.de/erdgasspeicher/gasspeicherkapazitaeten/ 
• INES: Szenarioanalyse Winter 2025/26: https://energien-speichern.de/allgemein/gasspeicher-szenarien-winter-2025-26/ 
• BDEW: Beheizung des Wohnungsbestandes: https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/beheizung-des-wohnungsbestandes-in-deutschland/ 
• DVGW: Füllstände der Gasspeicher für Deutschland mit Reichweitenprognose: https://www.dvgw.de/themen/sicherheit/versorgungssicherheit-gas/fuellstaende-der-gasspeicher-fuer-deutschland-mit-reichweitenprognose   
• German Energy Risk (Stochastic Stress-Test Calculator): https://energy-quantitative-analysis-bkhpc7zggkrtsxt5udpkkg.streamlit.app/