Russisches Gas: Import-Rekord kurz vor dem Verbot

Ausgerechnet in den letzten Monaten vor dem vollständigen Importverbot kauft Europa so viel verflüssigtes Erdgas aus Russland wie nie zuvor. Im ersten Halbjahr 2026 importierten die EU-Staaten nach Daten des Analysehauses Kpler 9,9 Millionen Tonnen LNG aus dem russischen Yamal-Projekt. Das waren 18 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Nach Auswertungen der Umweltorganisation Urgewald nahm Europa damit nahezu die gesamte verfügbare Produktion der Anlage in der russischen Arktis ab.

Urgewald schätzt den Wert dieser Lieferungen auf rund sechs Milliarden Euro. Frankreich war mit 3,6 Millionen Tonnen der größte Abnehmer, gefolgt von Belgien mit 2,9 Millionen und Spanien mit 2,7 Millionen Tonnen. Eine Schlüsselrolle übernimmt dabei der belgische Hafen Zeebrügge. Dort wird ein großer Teil des russischen LNG umgeschlagen und anschließend innerhalb Europas verteilt. Deutschland profitiert indirekt, weil es ein Teil seines Gases von dort bezieht. Die deutschen Terminals decken lediglich zehn bis 13 Prozent des heimischen Erdgasbedarfs. Rund 40 Prozent der deutschen Erdgasimporte kommen dagegen über Belgien und die Niederlande. Dort wird LNG angelandet, wieder in gasförmiges Erdgas umgewandelt und anschließend über Pipelines nach Deutschland transportiert.

Die deutsche Selbsttäuschung

Mit dem vollständigen EU-Importverbot für russisches LNG zum 1. Januar 2027 fällt dieser Lieferweg weg. Die Frage ist, wodurch die fehlenden Mengen ersetzt werden können. Denn gleichzeitig wächst die Sorge um die Versorgungslage im kommenden Winter, weil die deutschen Gasspeicher derzeit lediglich zu 44 Prozent gefüllt sind. Zu diesem Zeitpunkt des Jahres lagen die Speicher in der Vergangenheit häufig bei rund 60 Prozent. Die Ausgangslage war in diesem Jahr allerdings eine andere. Nach dem vergangenen Winter waren die Speicher rekordtief auf rund 20 Prozent geleert.

Hinzu kommt die Preisentwicklung. Seit der Hormus-Krise sind die Gaspreise deutlich gestiegen. Für die Speicherbetreiber verändert das die wirtschaftliche Kalkulation. Ihr Geschäftsmodell beruhte bislang darauf, Erdgas im Sommer günstig einzukaufen und im Winter mit Gewinn wieder zu verkaufen. Sollte sich die Lage am Persischen Golf entspannen, könnten die Winterpreise jedoch unter den heutigen Sommerpreisen liegen. Wer jetzt einspeichert, müsste dann mit Verlusten rechnen.

Speicherbetreiber verlieren Geschäftsmodell

Vor diesem Hintergrund geht der Verband der Gasspeicherbetreiber INES davon aus, dass bis zum Beginn der Heizperiode technisch nur noch ein Speicherstand von 76 Prozent erreichbar ist. Die derzeitige Preisentwicklung setze kaum Anreize, Erdgas einzuspeichern, und gefährde damit die Versorgungssicherheit im kommenden Winter, heißt es. Noch deutlicher wird der Verband beim Blick auf ein mögliches Kälteszenario. Sollte der Winter 2026/27

außergewöhnlich kalt ausfallen, könnte Deutschland im Februar und März 2027 eine Versorgungslücke von bis zu zwei Terawattstunden Erdgas pro Tag drohen. Das entspräche bis zu 40 Prozent des täglichen Bedarfs. Besonders betroffen wäre die Industrie, die selbst rund zwei Terawattstunden Erdgas pro Tag verbraucht und im Ernstfall als erste mit Einschränkungen rechnen müsste. Die Bundesnetzagentur bewertet die Lage dagegen weniger kritisch und sieht die Versorgungssicherheit weiterhin gewährleistet.

Die Frage, wie sicher die Gasversorgung wirklich ist, beschäftigt deswegen auch Bundeswirtschaftsministerin Katharina Reiche. Sie plant den Aufbau einer strategischen Erdgasreserve. Vorgesehen sind 24 Terawattstunden Erdgas, was rund zehn Prozent der gesamten deutschen Speicherkapazität entspricht. Für Einkauf und Einlagerung werden Kosten von etwa 1,5 Milliarden Euro veranschlagt. Finanziert werden soll die Reserve über einen Aufschlag auf den Gaspreis. Das entsprechende Gesetz soll zum 1. Januar 2027 in Kraft treten.

Strategische Reserve reicht nicht

Die Reserve wird allerdings nur einen Teil eines größeren Problems abfedern. Denn der Erdgasbedarf wird wegen des Kohleausstiegs in den kommenden Jahren eher steigen als sinken. Nach Berechnungen der Bundesnetzagentur werden bis 2035 zusätzliche steuerbare Kraftwerkskapazitäten zwischen 22.400 und 35.500 Megawatt benötigt, um die Stromversorgung auch dann sicherzustellen, wenn Wind- und Solaranlagen nicht ausreichend Strom liefern. Werden diese Kapazitäten überwiegend mit Gaskraftwerken aufgebaut, würde sich der jährliche Erdgasverbrauch um rund 15 Milliarden Kubikmeter erhöhen. Zum Vergleich: Deutschland verbrauchte 2025 insgesamt rund 85 Milliarden Kubikmeter Erdgas.

Damit rückt auch eine Debatte wieder auf die politische Tagesordnung, die lange als erledigt galt: die Förderung von Schiefergas durch Fracking. Reiche hat sich offen für eine Neubewertung des Fracking-Verbots gezeigt. Unterstützung erhält sie von einem Gutachten des früheren Präsidenten der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Hans-Joachim Kümpel, das im Auftrag der Friedrich-Naumann-Stiftung erstellt wurde. Der Geowissenschaftler kommt zu dem Ergebnis, dass Deutschland über technisch förderbare Schiefergasvorkommen von rund 1000 Milliarden Kubikmetern verfügt. Bei einer jährlichen Förderung von 20 Milliarden Kubikmetern würde das rechnerisch für etwa 50 Jahre reichen. Das Gutachten bewertet zudem das Risiko für das Grundwasser bei Förderungen aus mehr als 1000 Metern Tiefe als beherrschbar und stuft auch das Erdbebenrisiko als geringer ein als häufig angenommen. Innerhalb der Bundesregierung wird das Thema jedoch unterschiedlich bewertet. Während Reiche eine erneute Prüfung befürwortet, hält die SPD an ihrer ablehnenden Haltung gegenüber Fracking fest.

Kommt Fracking doch?

Noch vor einer möglichen Entscheidung über Fracking könnte allerdings eine andere europäische Regelung den Gasmarkt verändern. Zum 1. Januar 2027 soll die EU-Methanverordnung in Kraft treten. Sie verpflichtet Importeure nachzuweisen, dass bei Förderung, Verarbeitung und Transport von Erdgas auch außerhalb Europas strenge Vorgaben zur Begrenzung von Methanemissionen eingehalten werden. Große Importeure wie SEFE, Uniper und Shell warnen, dass ein erheblicher Teil der weltweiten Erdgasproduktion diese Anforderungen kurzfristig nicht erfüllen könne. Die Folge könnten Lieferengpässe sein. Damit verdichten sich Anfang 2027 mehrere Entwicklungen zu einem energiepolitischen Stresstest. Die Rekord-Importe aus Russland sind ein Vorgeschmack darauf.