Die deutschen Gasspeicher waren am 29. September 2026 zu 57,7 Prozent gefüllt, 142,9 Terawattstunden. Das Bundeswirtschaftsministerium hat daraufhin als Gesellschafter die bundeseigene SEFE angewiesen, bis zum 15. Dezember zusätzlich 8 Terawattstunden zu beschaffen und einzuspeichern. Der Grund für die leeren Speicher ist kein technischer und kein geologischer: Gas für den Winter kostet derzeit weniger als Gas für den Sommer, und wer unter dieser Preisstruktur einspeichert, macht sicher Verlust. Eine Mengenvorgabe ändert daran nichts, solange niemand den Preisabstand bezahlt. Die Weisung bezahlt ihn für 8 Terawattstunden und lässt den Rest der Lücke, nach eigener Rechnung knapp 48 Terawattstunden bis zu dem Füllstand, den die Speicherwirtschaft selbst für ausreichend hält, unberührt.
| Preisabstand je MWh | Buchverlust auf 8 TWh | Vergleichsgröße |
|---|---|---|
| 1 € | 8 Mio € | unterer Rand des historischen Spreads bis 2021 (0,5 bis 5 € je MWh, damals positiv) |
| 2 € | 16 Mio € | gemessener Spread Februar 2025, damals bereits negativ |
| 3 € | 24 Mio € | modellierte Zwischenstufe |
| 5 € | 40 Mio € | oberer Rand des historischen Spreads, mit umgekehrtem Vorzeichen |
| 10 € | 80 Mio € | modellierte Obergrenze dieser Rechnung, nicht belegt |
Die Bundesnetzagentur weist auf ihrer Lageseite zur Gasversorgung für den Stand 29. September 2026 einen Speicherfüllstand von 57,7 Prozent aus, gleich 142,9 Terawattstunden. Aus diesen beiden Angaben ergibt sich das gesamte Arbeitsgasvolumen der deutschen Speicher zu rund 248 Terawattstunden; diese Division ist eine eigene Rechnung, der Wert deckt sich mit den 248 Terawattstunden, die der Branchendienst zfk am 30. September nennt. Über Pipelines kamen in der Woche vom 22. bis 28. September 15,1 Terawattstunden ins Netz, über die LNG-Terminals 2 Terawattstunden bei einer durchschnittlichen Auslastung von 42,8 Prozent.
In der Nacht zum 30. September hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie die SEFE Securing Energy for Europe GmbH angewiesen, zusätzlich 8 Terawattstunden Gas zu beschaffen und bis zum 15. Dezember einzuspeichern. SEFE hat die Weisung bestätigt, ein Ministeriumssprecher hat sie als zusätzlichen Beitrag zur Krisenvorsorge bezeichnet und auf eine Abstimmung mit dem Bundeskanzler verwiesen. Ein amtliches Dokument liegt nicht vor: Weder das Ministerium noch das Unternehmen haben dazu bis zum 1. Oktober eine Pressemitteilung veröffentlicht. Die Weisung ist deshalb hier als übereinstimmend berichtete und von beiden Beteiligten bestätigte Tatsache geführt, nicht als amtlich belegte Zahl.
Der rechtliche Maßstab steht nicht im Energiewirtschaftsgesetz allein. § 35b Absatz 1 EnWG nennt zwar Füllstände von 80 Prozent am 1. Oktober, 90 Prozent am 1. November und 30 Prozent am 1. Februar, erlaubt dem Ministerium aber in Absatz 3, davon durch Rechtsverordnung abzuweichen. Das ist geschehen. Nach § 1 der Gasspeicherfüllstandsverordnung vom 5. Mai 2025 gelten abweichend nur noch zwei Stichtage: am 1. November 80 Prozent in jeder Gasspeicheranlage, jedoch 45 Prozent in Bad Lauchstädt, Frankenthal, Hähnlein, Rehden, Stockstadt und Uelsen, begründet mit deren verlangsamter Ein- und Ausspeicherleistung und ihrer geografischen Lage; am 1. Februar 30 Prozent, in Bierwang, Breitbrunn, Inzenham-West und Wolfersberg 40 Prozent. Die Verordnung tritt mit Ablauf des 31. März 2027 außer Kraft.
Zwei Folgerungen daraus. Erstens gibt es für den 1. Oktober keine Vorgabe mehr, der heutige Stichtag ist rechtlich leer. Zweitens ist die Vorgabe für den 1. November anlagenscharf und nicht aggregiert, und weil sechs Anlagen nur 45 Prozent halten müssen, liegt der daraus folgende Gesamtfüllstand unter 80 Prozent. Um wie viel, lässt sich ohne die Arbeitsgasvolumina der einzelnen Anlagen nicht ausrechnen; diese Größe ist in diesem Bericht offen und wird unten nicht als bekannt behandelt. Rehden ist der größte deutsche Speicher und steht in der 45-Prozent-Gruppe, der Abzug ist also kein Rundungsposten.
Als Bezugspunkt bleibt deshalb eine Zahl, die aus der Branche selbst kommt und nicht aus der Verordnung. Die Initiative Energien Speichern hat am 8. September 2026 ausgewiesen, dass bis zum 1. November technisch noch rund 77 Prozent erreichbar sind und dass dieser Wert in einem normalen Winter ausreicht: Die Speicher würden dann bis zum 1. April 2027 auf rund 38 Prozent sinken. An diesen 77 Prozent wird die Weisung im Folgenden gemessen.
Ein Gasspeicher ist aus Sicht eines Händlers kein Lager, sondern ein Termingeschäft mit physischer Deckung. Wer im Sommer einspeichert, kauft Gas zum Sommerpreis, zahlt Speicherentgelt, Netzentgelt am Speicheranschluss, Konvertierungsumlage und Kapitalbindung, und verkauft im Winter zum Winterpreis. Der Ertrag dieses Geschäfts ist der Sommer-Winter-Spread minus diese Kosten. Steht der Winterpreis am Terminmarkt über dem Sommerpreis, lohnt es sich bis zu dem Punkt, an dem der Spread die Kosten gerade deckt. Steht er darunter, ist das Geschäft nicht knapp unrentabel, sondern mit Sicherheit verlustbringend, und zwar vor jeder Unsicherheit über das Wetter: Der Verlust steht beim Abschluss fest.
Das ist der eine Teil. Der andere ist, dass die Füllung eines Speichers Wirkungen hat, die sich nur teilweise einnehmen lassen. Ein voller Speicher senkt im Kältefall die Wahrscheinlichkeit, dass der Markt über Preisspitzen oder über Abschaltungen rationieren muss. Ein Teil dieses Nutzens ist privat aneigenbar, nämlich die Absicherung der eigenen Lieferverpflichtung; dafür zahlen Marktteilnehmer, und man sieht es daran, dass Speicherkapazität gebucht wird, auch wenn sie am Ende nicht gefüllt wird. Der andere Teil wirkt auf Dritte: Jeder Gaskunde profitiert von einem gefüllten Speicher, auch der, der nie einen Kubikmeter eingespeichert hat. Für diesen Teil gibt es keinen Käufer, weil er nicht ausschließbar ist, und deshalb preist der Terminmarkt ihn nicht ein. Wie groß er ist, ist in diesem Bericht nicht beziffert, und das ist keine Nebensache: Von dieser Größe hängt ab, welche Reservemenge richtig wäre.
Beides zusammen ergibt die Konstellation, die hier vorliegt. Der private Ertrag des Einspeicherns ist negativ, der gesellschaftliche Wert liegt darüber, und die Differenz hat niemanden, der sie trägt. Ockenfels, Bothe und Janssen haben das für den deutschen Speichermarkt im Wirtschaftsdienst durchgearbeitet (105. Jahrgang 2025, Heft 4, Seiten 273 bis 281). Ihr Befund zur Preisgeschichte ist die empirische Grundlage dieses Abschnitts: Bis 2021 lag der Sommer-Winter-Spread durchgehend positiv zwischen 0,5 und 5 Euro je Megawattstunde und signalisierte damit, dass Einspeichern sich trägt. Seit November 2024 ist er negativ, im Februar 2025 bei etwa minus 2 Euro je Megawattstunde. Gas ist seither im Sommer teurer als im Winter, obwohl die Winternachfrage dreimal so hoch liegt wie die Sommernachfrage.
Die Autoren beschreiben außerdem, warum eine Mengenvorgabe diese Lage nicht nur nicht heilt, sondern mitverursacht. Eine gesetzliche Füllstandsvorgabe erzeugt im Sommer künstliche Nachfrage und senkt im Winter das Knappheitsrisiko. Beides zusammen drückt den Spread, auf den die kommerzielle Einspeicherung angewiesen ist, und verdrängt damit genau die privaten Absicherungsgeschäfte, die die Vorgabe ersetzen soll. Sie nennen das eine Interventionsspirale: Je verlässlicher der Staat die Speicher füllt, desto weniger Grund hat der Markt, es selbst zu tun, und desto mehr muss der Staat füllen. Für die Beurteilung der Weisung an SEFE ist dieser Satz wichtiger als jede Füllstandszahl.
Als Grund für die aktuelle Preisstruktur nennt die Initiative Energien Speichern in ihrer Veröffentlichung vom 8. September 2026 die infolge der Sperrung der Straße von Hormus gestiegenen Gaspreise. Ökonomisch ist das konsistent: Eine Verknappung, die vor allem den kurzfristig verfügbaren LNG-Zufluss trifft, hebt den Preis für prompte Lieferung stärker als den für Lieferung in einem halben Jahr, weil der Markt eine Normalisierung erwartet. Genau diese Kurvenform, prompter Preis über Terminpreis, ist der negative Spread. Die Knappheit erzeugt also das Signal, das die Vorsorge gegen sie unrentabel macht.
Aus dem Mechanismus folgen drei Aussagen, die sich unabhängig voneinander prüfen lassen.
Erstens: Solange der Spread negativ ist, wird jede Mengenvorgabe verfehlt, die auf freiwillige kommerzielle Einspeicherung setzt. Nicht knapp verfehlt, sondern systematisch. Der Füllstand bleibt dann nicht hinter dem Ziel zurück, weil Gas fehlt oder Speicher fehlen, sondern weil die Rechnung der Marktteilnehmer korrekt ist.
Zweitens: Die Lücke schließt nur, wer den negativen Spread bezahlt. Jede staatliche Maßnahme muss die Differenz irgendwo verbuchen, als Umlage bei den Gaskunden, als Ausgabe im Bundeshaushalt oder als Verlust in der Bilanz eines Unternehmens, das dem Bund gehört. Daraus folgt die prüfbare Teilaussage, dass der Weg, den der Staat wählt, über den Träger der Last nicht viel aussagt, wohl aber über ihre Sichtbarkeit und darüber, wer das Verfahren kontrolliert. Auf die Höhe kann der Weg dagegen durchaus wirken, wenn er mit einer Ausschreibung oder einer Preisregel verbunden ist; um wie viel, ist in diesem Bericht nicht beziffert und bleibt offen.
Drittens: Die angeordnete Menge wird klein gegenüber der Lücke bleiben. Der Grund steht in der zweiten Aussage: Die Kosten der Vorsorge fallen sicher an und wachsen linear mit der Menge, Menge mal Spread, während ihr Nutzen unsicher ist und von einem Winter abhängt, der noch nicht stattgefunden hat. Ein Entscheider, der sicheren Aufwand gegen unsicheren Ertrag hält, kauft die erste Tranche und nicht die ganze Lücke. Diese Vorhersage ist die schwächste der drei, weil fast jede Menge unter der vollen Lücke sie bestätigt; sie wird unten deshalb an einer scharfen Variante geprüft, nämlich am Verhältnis von angeordneter Menge zu Lücke und von angeordnetem Tempo zu gefordertem Tempo. Ein naheliegender Verlauf, nach dem der Grenznutzen zusätzlicher Terawattstunden mit steigendem Füllstand schnell gegen Null geht, wird dabei ausdrücklich nicht unterstellt: Die Szenarien in Abschnitt 05 sprechen gegen ihn.
Die erste Vorhersage steht und fällt mit dem Vorzeichen des Spreads. Dazu gibt es belastbare Aussagen und eine Lücke, die hier offen benannt wird.
Belegt ist das Vorzeichen. Die Initiative Energien Speichern schreibt in ihrer Szenarienveröffentlichung vom 7. Juli 2026 vom aktuell weiterhin negativen Sommer-Winter-Spread und am 8. September 2026 vom teilweise sogar negativen Sommer-Winter-Spread. Beide Formulierungen stehen in den Veröffentlichungen selbst, nicht in einer Zusammenfassung darüber. Dass Gas für den kommenden Liefertag am Handelsplatz TTF teurer ist als die üblichen Produkte für den kommenden Winter, hat der Branchendienst zfk am 30. September unabhängig davon berichtet. Für die Zeit bis 2021 und für Februar 2025 liegen mit Ockenfels, Bothe und Janssen gemessene Werte vor: positiv zwischen 0,5 und 5 Euro je Megawattstunde bis 2021, etwa minus 2 Euro je Megawattstunde im Februar 2025.
Nicht belegt ist die Höhe zum Stichtag. Die Abrechnungspreise der Terminbörsen für das deutsche Marktgebiet und für TTF lagen für diesen Bericht nicht vor, und eine amtliche Stelle, die sie veröffentlicht, ist hier nicht gefunden worden. Der genaue Preisabstand am 29. und 30. September 2026 ist in diesem Bericht deshalb eine offene Größe. Sie ist zugleich die wichtigste: Von ihr hängt ab, welche Zeile der Tabelle oben zutrifft, also ob die Weisung einen Buchverlust in der Größenordnung von 8 oder von 80 Millionen Euro auslöst. Wer diese Zahl ermitteln will, braucht die Settlement-Notierungen für prompte Lieferung und für das erste Quartal 2027; ohne sie bleibt an dieser Stelle eine Bandbreite und kein Wert.
Eine Zahl kursiert in der Fachberichterstattung und wird dort auf Rechnungen der Initiative Energien Speichern zurückgeführt: Wer heute einspeichert, verliere 3,14 Euro je Megawattstunde. In den drei einschlägigen Veröffentlichungen der Initiative vom 7. Juli, 3. September und 8. September 2026, die für diesen Bericht gelesen wurden, steht dieser Wert nicht; sie benennen den negativen Spread nur qualitativ. Die 3,14 Euro werden hier deshalb nicht verwendet. Träfen sie zu, läge der Buchverlust auf 8 Terawattstunden bei rund 25 Millionen Euro.
Was dagegen beziffert vorliegt, setzt dem Problem eine Grenze. Die Initiative hat am 3. September 2026 einen Aktionsplan für den Speichermarkt vorgelegt, der die Konvertierungsumlage und die Netzentgelte an Speicheranschlusspunkten abschaffen, die Finanzierung über vergünstigte staatliche Kredite verbilligen und zusätzliche Long-Term-Options ausschreiben will. Die Entlastung aus diesem Paket gibt sie mit 1,16 Euro je Megawattstunde an. Daraus folgt eine Aussage, die ohne Kenntnis des genauen Spreads trägt: Ist der Preisabstand stärker negativ als 1,16 Euro je Megawattstunde, stellt selbst die vollständige Abschaffung der genannten Abgaben den kommerziellen Anreiz nicht wieder her. Verglichen mit dem historischen Spread von 0,5 bis 5 Euro ist die Entlastung in der unteren Hälfte dieser Spanne wirksam und in der oberen nicht.
Der stärkste Beleg dafür, dass die Ursache wirtschaftlich und nicht physisch ist, steht in derselben Veröffentlichung vom 8. September: Der Buchungsstand der Speicherkapazitäten lag bei rund 83 Prozent, der Füllstand Anfang September bei rund 53 Prozent. Die Kapazität ist also gebucht und bezahlt, sie wird nur nicht genutzt. Ein Mengenproblem sieht anders aus. Die Initiative selbst nennt die Speicherstände in der Überschrift ihrer Veröffentlichung historisch niedrig, der zfk am 30. September ebenso; eine eigene Reihe, aus der sich der Rang dieses Werts gegenüber früheren Jahren belegen ließe, ist hier nicht geprüft. Das Gesetz kennt diesen Fall: § 35b Absatz 5 EnWG verpflichtet den Speicherbetreiber, ungenutzte feste Kapazitäten anteilig dem Marktgebietsverantwortlichen zur Verfügung zu stellen, wenn die Füllstandsvorgaben sonst technisch nicht mehr erreichbar sind, und § 35b Absatz 6 verlangt die passende Vertragsklausel dafür. Der Nutzer zahlt sein Speicherentgelt weiter, nur die variablen Entgelte für Ein- und Ausspeicherung entfallen.
Die erste Vorhersage ist damit bestätigt, mit einer Einschränkung beim Betrag: Das Vorzeichen des Anreizes ist belegt negativ, die Höhe bleibt offen.
Jetzt die Mengenrechnung. Grundlage sind die 142,9 Terawattstunden und die 57,7 Prozent der Bundesnetzagentur zum 29. September 2026 und das daraus abgeleitete Arbeitsgasvolumen von 247,7 Terawattstunden. Alle folgenden Werte sind eigene Rechnung aus diesen Angaben.
Bis zu 77 Prozent, dem von der Initiative Energien Speichern am 8. September als technisch erreichbar und in einem normalen Winter ausreichend bezeichneten Stand, fehlen 47,8 Terawattstunden. Bis zu 80 Prozent, der Vorgabe, die die Verordnung für die nicht ausgenommenen Anlagen nennt, fehlen 55,2 Terawattstunden. Gerechnet ist hier und im Folgenden mit dem ungerundeten Arbeitsgasvolumen von 247,66 Terawattstunden; wer mit 247,7 rechnet, landet bei 55,3. Die 8 Terawattstunden der Weisung sind 16,7 Prozent der ersten und 14,5 Prozent der zweiten Zahl. Auf den Gesamtfüllstand gerechnet heben sie ihn um 3,2 Prozentpunkte, von 57,7 auf knapp 61 Prozent, wenn in der Zwischenzeit nichts anderes passiert.
Die dritte Vorhersage ist damit in ihrer scharfen Variante bestätigt: Angeordnet ist ein Sechstel der Lücke. Das ist keine Kritik an der Größenordnung, sondern der Befund, den das Modell erwarten lässt. Wer den Spread aus eigener Tasche bezahlt, kauft eine erste Tranche und nicht die ganze Versicherung.
Deutlicher wird es in der Zeitrechnung. Vom 29. September bis zum 1. November, dem einzigen Stichtag, der in diesem Herbst rechtlich noch existiert, sind es 33 Tage. Um 77 Prozent zu erreichen, müssten in diesen 33 Tagen netto 47,8 Terawattstunden eingespeichert werden, also rund 1,45 Terawattstunden am Tag; für 80 Prozent rund 1,67. Ob das physisch darstellbar ist, prüft dieser Bericht nicht: Die technische Obergrenze der Einspeicherleistung ist hier nicht beziffert, die Initiative hält rund 77 Prozent für technisch erreichbar, höhere Werte nennt sie nicht. Ein Hinweis darauf, dass die Grenze jedenfalls nicht sichtbar am Zufluss liegt, steht in den Zahlen aus Abschnitt 01: Die deutschen LNG-Terminals waren in der Woche vor dem Stichtag zu 42,8 Prozent ausgelastet. Das ist ein Indiz und kein Beweis, denn verfügbare Terminalkapazität sagt nichts darüber, zu welchem Preis Ladungen zu bekommen sind.
Die 8 Terawattstunden der Weisung verteilen sich dagegen auf 77 Tage, vom 29. September bis zum 15. Dezember, das sind rund 0,10 Terawattstunden am Tag. Gegen die geforderten 1,45 ist das ein Vierzehntel. Die Weisung ist also auch im Tempo keine Antwort auf die Vorgabe des 1. November, sondern eine eigene, langsamere Bewegung mit einem anderen Ziel.
Bleibt die Frage, was die 8 Terawattstunden im Ernstfall wert sind. Hier ist Vorsicht nötig, weil die vorliegenden Szenarien von Startfüllständen ausgehen, die dieser Herbst nicht erreicht. Bei extrem kalten Temperaturen reichen 77 Prozent nach der Rechnung vom 8. September nicht aus: An einzelnen Tagen im Januar kann es zu Unterdeckungen von über 25 Prozent kommen. In der Rechnung vom 7. Juli, die ein Startniveau von 76 Prozent zum 1. November annahm, standen für Februar und März 2027 Unterdeckungen von bis zu 9 Terawattstunden im Monat und Tagesfehlbeträge von bis zu 2 Terawattstunden.
Die Weisung führt aber nicht auf 76 oder 77 Prozent, sondern, für sich genommen, auf knapp 61 Prozent. Das sind rund 16 Prozentpunkte und damit 37 bis 40 Terawattstunden weniger Startbestand als in den beiden Szenarien unterstellt, je nachdem ob man gegen 76 oder gegen 77 Prozent rechnet (eigene Rechnung). Für ein Startniveau in dieser Höhe liegt keine Fehlbetragsrechnung vor, weder von der Initiative noch von einer Behörde. Der naheliegende Schluss, 8 Terawattstunden lägen in der Größenordnung eines kritischen Monatsfehlbetrags und seien deshalb groß gegenüber dem Risiko, trägt damit nicht: Die 9 Terawattstunden gelten für einen Winter, der 39 Terawattstunden besser beginnt. Wie groß der Fehlbetrag bei einem Start um 61 Prozent und extremer Kälte wäre, ist in diesem Bericht eine offene Größe, und es ist diejenige, an der sich der Nutzen der Maßnahme eigentlich messen müsste. Gesichert ist nur die Richtung: Er wäre größer als 9 Terawattstunden im Monat, und damit ist die angeordnete Menge nicht die Versicherung, sondern ein Teil davon.
Hier liegt der Teil des Vorgangs, der sich nur durch Lesen des Gesetzes erschließt, und er fällt anders aus, als die naheliegende Vermutung lautet.
Das Energiewirtschaftsgesetz hat für genau diesen Fall einen Weg vorgesehen, und SEFE steht nicht darauf. Nach § 35c Absatz 1 EnWG hat der Marktgebietsverantwortliche, das ist die Trading Hub Europe, nach Zustimmung des Ministeriums und im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur Befüllungsinstrumente zu beschaffen, und zwar in marktbasierten, transparenten und nichtdiskriminierenden öffentlichen Ausschreibungsverfahren. Reicht das nicht, so ergreift er nach Absatz 2 zusätzliche Maßnahmen, die ausdrücklich den Erwerb physischen Gases und dessen Einspeicherung umfassen; fehlen ihm Kapazitäten, darf er sie buchen, zu einem Entgelt, das das Gesetz an das niedrigste der drei letzten durchschnittlichen Jahresentgelte der betroffenen Anlage bindet. Der gesetzliche Weg zum selben Ziel ist also eine Ausschreibung mit drei Verfahrensbindungen und einer Preisregel.
Nun zur Kostenträgerschaft, und das ist die Stelle, an der sich die zweite Vorhersage bestätigt und gleichzeitig präzisiert. Nach § 35e EnWG wurden die Kosten des Marktgebietsverantwortlichen bis zum Ablauf des 31. Dezember 2025 auf die Bilanzkreisverantwortlichen im Marktgebiet umgelegt, seit dem 1. Januar 2025 nur noch auf die physikalisch ausgespeisten Mengen. Diese Umlage endete. § 35f Absatz 1 EnWG bestimmt für die Zeit ab dem 1. Januar 2026, dass die entsprechenden Kosten von der Bundesrepublik Deutschland erstattet werden, und fügt an: Dem Marktgebietsverantwortlichen dürfen zu keinem Zeitpunkt Gewinne oder Verluste im Zusammenhang mit seinen Tätigkeiten nach diesem Teil entstehen. Absatz 2 verlangt dazu eine saldierte Kostenberechnung je Speicherjahr, objektiv, transparent und für Dritte nachvollziehbar.
Aus diesen beiden Vorschriften ergibt sich, was oft anders erzählt wird: Seit dem 1. Januar 2026 trägt die Last der gesetzlich vorgesehenen Befüllung nicht der Gaskunde über eine Umlage, sondern der Bundeshaushalt. Die Weisung an SEFE verlagert die Last also nicht vom Verbraucher zum Steuerzahler. Beide Wege enden beim Bund, und das mit einem Vorbehalt, der hier dazugehört: § 35f Absatz 1 gilt nur, wenn eine Rechtsverordnung nach § 35h nichts anderes bestimmt, und § 35h Absatz 1 erlaubt dem Ministerium ausdrücklich, die Kosten abweichend von § 35f ganz oder teilweise doch wieder auf die Bilanzkreisverantwortlichen umzulegen, wenn das zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit zwingend erforderlich ist. Die Hürden dafür sind hoch, Einvernehmen des Bundesfinanzministeriums und Zustimmung des Bundestages, und rückwirkend geht es nicht: Kosten, die vor Inkrafttreten einer solchen Verordnung entstanden sind, dürfen nach § 35h Absatz 2 nicht umgelegt werden. Eine Rückkehr zur Umlage ist damit erschwert, aber nicht ausgeschlossen. Der zfk hat am 30. September berichtet, die Verluste blieben im Unternehmen und landeten nicht im Bundeshaushalt und würden auch nicht über eine neue Gasspeicherumlage auf die Verbraucher gewälzt. Der erste Teil dieser Aussage ist buchhalterisch richtig und wirtschaftlich unvollständig: SEFE gehört seit der Kapitalmaßnahme nach § 17a EnSiG vom 14. November 2022 vollständig dem Bund, die Treuhandverwaltung endete mit Ablauf des 15. Dezember 2022, die beihilferechtliche Genehmigung der Kommission datiert vom 20. Dezember 2022. Ein Verlust in der Bilanz einer Gesellschaft, deren einziger Gesellschafter der Bund ist, mindert das Vermögen des Bundes. Er erscheint nur nicht als Titel in einem Haushaltsplan.
Was die beiden Wege unterscheidet, ist deshalb nicht in erster Linie der Träger, sondern die Sichtbarkeit und das Verfahren. Der Weg über § 35c erzeugt eine Ausschreibung, eine saldierte Kostenberechnung je Speicherjahr und eine Erstattung, die im Haushalt auftaucht. Der Weg über eine Gesellschafterweisung erzeugt keine Ausschreibung, keine gesetzlich vorgeschriebene Kostenberechnung und keinen Haushaltstitel, sondern eine Position im Jahresabschluss eines Unternehmens, dessen Zahlen erst mit der üblichen Verzögerung veröffentlicht werden. Dass die beiden Wege auch in der Höhe auseinanderliegen können, sei hinzugefügt: Ausschreibung und die Preisregel des § 35c Absatz 2 wirken auf den Preis, eine bilaterale Weisung nicht. Um wie viel, ist nicht beziffert und bleibt offen. Für die Beurteilung heißt das: Die Vorhersage, dass der Staat den Preisabstand nur verschieben kann, trifft zu, und die Verschiebung geht hier nicht zwischen Gruppen, sondern zwischen Rechenwerken. Das ist der Punkt, an dem aus Energiepolitik Haushaltspolitik wird.
Zwei Größen entscheiden über die Belastung des Bundes, und sie fallen auseinander. Die erste ist der Sommer-Winter-Spread zum Zeitpunkt der Beschaffung; für sie gilt die Bandbreite der Tabelle, 8 bis 80 Millionen Euro bei 1 bis 10 Euro je Megawattstunde, modellierte Rechnung. Die zweite ist der am Ende realisierte Saldo aus Einkauf und spätem Verkauf, und der hängt am Spotpreis des Winters: Wird es kalt, kann aus dem erwarteten Verlust ein Gewinn werden. Diese zweite Größe ist nicht nur in der Höhe, sondern auch im Vorzeichen offen, und die Tabelle gilt für sie nicht. Woran sich die Antwort später ablesen lässt: an einer Kapitalmaßnahme oder einem Ergebnisrückgang bei SEFE für das Geschäftsjahr 2026. Ob der Jahresabschluss das Weisungsergebnis isoliert erkennbar macht, ist allerdings offen, denn eine saldierte Kostenberechnung wie in § 35f Absatz 2 ist auf diesem Weg nicht vorgeschrieben.
Ein Detail, das sich erst beim Nebeneinanderlegen von Verordnung und Weisung zeigt. Die Gasspeicherfüllstandsverordnung nennt als Stichtag den 1. November. Die Weisung an SEFE nennt als Frist den 15. Dezember. Zwischen beiden liegen sechs Wochen, in denen der Stichtag bereits vorbei ist.
Die Weisung ist also nicht darauf angelegt, die Füllstandsvorgabe zum gesetzlichen Termin zu erfüllen. Sie kann es rechnerisch auch nicht: Von den 8 Terawattstunden könnte bis zum 1. November bestenfalls ein Teil im Speicher liegen, und selbst die vollen 8 würden die 3,2 Prozentpunkte beitragen, die oben gerechnet sind, nicht die rund 19 Prozentpunkte, die zwischen 57,7 und 77 Prozent liegen.
Ökonomisch ist diese Frist trotzdem die sinnvollere, und das ist der Grund, sie hier nicht als Fehler zu behandeln. Der 1. November ist ein administratives Datum, der Kältefall liegt im Januar und Februar. Wer gegen Unterdeckung im Spätwinter versichern will, braucht das Gas im Speicher, wenn der Winter beginnt, nicht wenn der Kalender es verlangt. Die INES-Rechnung vom 7. Juli 2026 verortet die kritischen Monate bei Februar und März 2027. Eine Frist am 15. Dezember passt zu diesem Risiko besser als eine am 1. November.
Daraus folgt aber auch, dass die Füllstandsvorgabe zum 1. November mit hoher Wahrscheinlichkeit verfehlt wird und dass der Vorgang von keinem der Beteiligten darauf ausgelegt ist, sie zu erfüllen. Welche Folge das hat, ist eine Rechtsfrage und wird hier nicht beantwortet; bemerkenswert ist der Befund an sich. Eine Vorgabe, deren Verfehlung erkennbar eingeplant wird, steuert nichts mehr. Sie markiert nur noch den Abstand zwischen Anspruch und Anreiz.
Drei Einwände, die das Modell nicht ohne Weiteres wegsteckt.
Der erste kommt von Ockenfels, Bothe und Janssen selbst und richtet sich gegen die hier gezogene Schlussfolgerung, der Staat müsse den Spread bezahlen. Sie halten dem die Interventionsspirale entgegen: Jede verlässliche staatliche Befüllung senkt das erwartete Winterrisiko, drückt damit den Spread weiter und entzieht der nächsten Saison noch mehr kommerziellen Anreiz. Wer diesen Einwand ernst nimmt, kommt zu einer anderen Reihenfolge, nämlich erst das Marktdesign zu reparieren und dann die Menge zu bestellen. Die Autoren schlagen dafür Differenzverträge als Befüllungsinstrument vor, die den Anreiz bezahlen ohne die Preisbildung zu ersetzen, eine Flexibilisierung der Vorgaben und eine strategische Reserve, die nur bei extremen Preisen über 300 Euro je Megawattstunde freigegeben wird. Ihre Rechnung zur Flexibilisierung: Eine Senkung des 90-Prozent-Ziels auf 80 Prozent zum 1. November spart in der EU etwa 100 Terawattstunden Gas im Wert von rund 4,8 Milliarden Euro, was einem unterstellten Preis von 48 Euro je Megawattstunde entspricht; diese Umrechnung ist eigene Rechnung aus den beiden Angaben. Deutschland hat diesen Schritt mit der Verordnung vom 5. Mai 2025 für den 1. November vollzogen, und der Füllstand ist trotzdem bei 57,7 Prozent gelandet. Das stützt die Autoren in der Diagnose und zeigt zugleich, dass die Flexibilisierung allein zu wenig war.
Der zweite Einwand richtet sich gegen die Reichweite des Versicherungsarguments und ist der Grund, warum es in Abschnitt 02 eingeschränkt steht. Wäre Versorgungssicherheit gar nicht verkäuflich, dürfte es keine privaten Absicherungsgeschäfte geben, und es gibt sie: Der Buchungsstand von rund 83 Prozent bei einem Füllstand von 53 Prozent zeigt, dass Marktteilnehmer für Speicheroptionen zahlen, auch wenn sie sie dieses Jahr nicht ausüben. Die Lücke, die der Staat zu füllen hätte, ist also nicht der ganze Versicherungswert, sondern nur der auf Dritte wirkende Teil. Wie groß der ist, ist in diesem Bericht nicht beziffert, und solange er es nicht ist, lässt sich auch nicht sagen, ob 8 Terawattstunden zu wenig, gerade richtig oder zu viel sind. Jede Aussage über die richtige Reservemenge, die kritische eingeschlossen, setzt diese Zahl voraus.
Der dritte Einwand ist der praktische. Dass die Weisung an eine bundeseigene Gesellschaft ergeht, statt den Weg über § 35c zu nehmen, kann schlicht an der Zeit liegen. Eine Ausschreibung mit Zustimmung des Ministeriums und Einvernehmen der Bundesnetzagentur braucht Wochen, der Speicher füllt sich in Tagen oder nicht. Gegen diesen Einwand spricht, dass die Lage seit Monaten bekannt war: Die Initiative Energien Speichern hat ihre Szenarien im Mai, im Juli und zweimal im September 2026 veröffentlicht und dabei durchgehend auf fehlende Einspeicheranreize hingewiesen, und die Ministerin hatte den Importeur nach übereinstimmenden Agenturberichten bereits Mitte September zum Kauf gedrängt, damals ohne formelle Weisung. Zeitnot als Begründung setzt voraus, dass man die Zeit vorher nicht hatte.
Was dieser Bericht nicht leistet, in der Reihenfolge seiner Bedeutung.
Der Preisabstand zum Stichtag ist nicht beziffert. Damit steht auch die Kostenseite der Weisung nur als Bandbreite da, 8 bis 80 Millionen Euro bei 1 bis 10 Euro je Megawattstunde, modelliert. Der Beschaffungswert der 8 Terawattstunden ist aus demselben Grund offen; bei einem Preis von 50 bis 80 Euro je Megawattstunde lägen 400 bis 640 Millionen Euro Einkaufsvolumen dahinter, auch das eine modellierte Spanne und kein belegter Wert.
Der aggregierte Zielfüllstand, der aus der Verordnung folgt, ist nicht berechnet. Die Vorgabe ist anlagenscharf, 80 Prozent in den meisten und 45 Prozent in sechs namentlich genannten Anlagen, darunter Rehden als größter deutscher Speicher. Ohne die Arbeitsgasvolumina je Anlage lässt sich der daraus folgende Gesamtwert nicht angeben. Er liegt unter 80 Prozent, und ob er bei den 76 oder 77 Prozent landet, mit denen die Initiative Energien Speichern rechnet, ist eine naheliegende Vermutung und hier ausdrücklich nicht geprüft.
Die technische Obergrenze der Einspeicherleistung ist nicht geprüft. Dass 77 Prozent bis zum 1. November technisch erreichbar sind, ist die Angabe der Initiative vom 8. September 2026 und in diesem Bericht übernommen, nicht nachgerechnet. Ob die 8 Terawattstunden der Weisung zusätzlich zu einer ohnehin laufenden Einspeicherung kommen oder einen Teil davon ersetzen, weil dieselben Kapazitäten und dieselben Lieferwege genutzt werden, ist offen. Fällt die kommerzielle Einspeicherung zurück, weil der staatliche Käufer am Markt den prompten Preis hebt, wäre der Nettoeffekt kleiner als 8 Terawattstunden. Diese Rückwirkung ist der Kern der Interventionsspirale und mit öffentlichen Daten nicht messbar.
Der Verbleib des Gases ist nicht geklärt. Eingespeichertes Gas wird im Winter verkauft; ob SEFE es zum Marktpreis veräußert, ob eine Rückgabe an die Weisungslage gebunden ist und wer einen etwaigen Gewinn bekommt, falls der Winter kalt und der Preis hoch wird, ist nicht öffentlich. Das Vorzeichen des Ergebnisses steht deshalb nicht fest, nur seine Erwartung unter der heutigen Preisstruktur.
Und schließlich: Die Weisung selbst ist nicht amtlich dokumentiert. Dass sie ergangen ist, ihr Umfang von 8 Terawattstunden und die Frist 15. Dezember beruhen auf der Bestätigung durch das Unternehmen und einen Ministeriumssprecher, wiedergegeben in mehreren voneinander unabhängigen Fachmedien. Sollte ein amtliches Dokument später andere Zahlen nennen, fällt die Mengenrechnung in Abschnitt 05 mit.
Das Modell hinter diesem Bericht ist die intertemporale Arbitrage mit teilweise nicht aneigenbarem Zusatznutzen: Der Einspeicherer verdient am Sommer-Winter-Spread und sichert damit seine eigene Lieferverpflichtung ab, während die Wirkung auf alle anderen Gaskunden unbezahlt bleibt. Ist der Spread negativ, trägt die private Rechnung nicht mehr, und eine Mengenvorgabe ohne Preisinstrument greift ins Leere. Daraus fallen sieben Prüfgrößen. Jede ist unten entweder beziffert oder ausdrücklich als offen gekennzeichnet; Rechnungen aus belegten Zahlen sind als eigene Rechnung markiert, Spannen ohne Beleg als modelliert.
Vier der sieben Größen sind offen, und das sind nicht die nebensächlichen: Ohne den Preisabstand steht die Kostenseite nur als Spanne, ohne die anlagenscharfen Volumina steht das rechtliche Ziel nur als Ungleichung, ohne eine Fehlbetragsrechnung für einen Start um 61 Prozent ist der Nutzen der Maßnahme nicht bemessen, und ohne den auf Dritte wirkenden Anteil des Versicherungsnutzens fehlt der Maßstab für jede Reservemenge. Was ohne diese Zahlen trägt, ist die Aussage über die Richtung: Eine Mengenvorgabe, die den negativen Spread nicht bezahlt, wird verfehlt, und wer sie durch Weisung an ein eigenes Unternehmen ersetzt, bezahlt den Abstand trotzdem, nur an einer Stelle, an der ihn niemand sucht.
Alle Zahlen sind mit Primärquelle belegt. Einzelne, ausdrücklich als „modelliert/illustrativ" gekennzeichnete Werte sind Rechen-Illustrationen, keine amtlichen Zahlen. Tatsachen und Modell-Lesarten sind getrennt ausgewiesen.